книги / Прихваты колонн при бурении скважин
..pdfван эксперимент, при проведении которого в растворы различной плотности добавляли 10, 15 и 25% нефти и замеряли удельную силу страгиваиия трубы по корке. В качестве базового использо вали буровой раствор плотностью 1070 кг/м3, в который для по лучения определенной плотности вводили барит.
Рис. 5. |
Изменение |
удельной |
силы |
Рис. 6. Влияние содержания коллоидной |
|
страгиваиия модели трубы по филь |
составляющей бурового раствора на си |
||||
трационной корке в средах: |
лу страгиваиия модели трубы по корке |
||||
/ — буровой раствор, |
2 — вода, |
3-12% - |
через |
время контакта: |
|
пый |
водный раствор КМЦ-600 |
I — 5 мин, |
2 — 30 мин, 3 — 60 мин |
В результате экспериментов и обработки полученных данных методом наименьших квадратов получена зависимость
F = — 0 ,3 2 + 2 ,19р+ 0,036п — 0 ,067рп, |
(8) |
|||
где F — удельная сила |
страгиваиия |
трубы, |
105 |
Н/м2; р — плот |
ность бурового раствора, |
кг/м3; п — концентрация |
нефти в буро |
||
вом растворе, %; мера идентичности 0,98. |
для |
сохранения сил |
||
Получен важный для |
практики |
вывод: |
сопротивления, связанных с взаимодействием трубы и фильтра ционной корки, следует с повышением плотности раствора увели чивать концентрацию в нем нефти. Так, для бурового раствора плотностью 1400 кг/м3 рациональное содержание нефти составля
ет около |
10%, плотностью |
1700 кг/м3 — около 15%\ |
|
|
|||
Для |
оценки |
влияния |
коллоидальности |
бурового раствора на |
|||
его прихватные |
свойства |
из |
бентонитового |
глинопорошка |
были |
||
приготовлены |
три пробы |
раствора плотностью |
1050, |
1070, |
|||
1090 -кг/м3, в которые добавили барит до |
получения |
плотности |
1350 кг/м3. После дополнительного диспергирования коллоидаль ность растворов составила соответственно 2,0, 6,2 и 9,6%. Замеры показали (рис. 6), что при недостаточной коллоидальности раство ра (до 4—5%) прихватоопасность значительно выше, чем при коллоидальности 6%. Практически для предупреждения прихва тов нецелесообразно повышать коллоидальность более 6%.
21
Исследования показали, что различные реагенты по-разному влияют на прихватные свойства раствора. Так, по сравнению с УЩР для растворов, обработанных реагентами метакрилового ря да (гипаи, метас), сила страгивания оказалась на 20—40% ниже.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТОРОВ, ОБУСЛОВЛИВАЮЩИХ ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ ТРУБ ПОД ДЕЙСТВИЕМ ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ
Сила прихвата труб под действием перепада давления зависит от многих факторов, которыми определяются геолого-технические условия бурения: перепад давления А р, содержание твердой фа зы в буровом растворе т, проницаемость приствольной зоны /г, температура Г, содержание смазочных веществ в буровом раство ре п, реологические свойства раствора, площадь контакта труб со стенками скважины и др.
Многочисленными исследованиями установлено влияние каж дого из этих факторов в отдельности на возникновение прихвата, однако значительный интерес представляет комплексное воздей ствие их. Как показывают исследования, при экстремальных зна чениях k и п, например при снижении проницаемости пород в приствольной зоне «иже определенного уровня либо при значи тельном содержании в буровом растворе смазочных веществ, при хваты труб под действием перепада давления не происходят. На практике в большинстве случаев прихваты не возникают при определенных количественных сочетаниях других факторов.
С целью определения факторов, обусловливающих возникнове ние прихватов труб под действием перепада давления, совместно с М. А. Галимовым, проанализирован промыслово-геофизический материал по 92 (из 360) представительным случаям оставления колонн труб без движения в скважинах объединений Краснодар нефтегаз и Кубаньгазпром. Для выделения факторов, определяю щих прихватоопасную ситуацию, использовался метод ранговой классификации. При этом анализировались факторы, влияющие «а образование прихвата, и не учитывались те, которые заведомо не влияли на прихват этого типа, например: продолжительность строительства скважины, время перебуривания интервала, данные о подаче насосов. Выбор метода для анализа обосновывался тем, что результаты расчетов незначительно отличаются от соответст вующих данных, определенных на основе статистического анализа, например диагностической процедуры, особенно если учесть отно сительно невысокую точность исходных данных.
В качестве входных параметров выбраны следующие факторы: Х\ — глубина, соответствующая верхней границе прихваченных труб или УБТ, м; Хг — мощность проницаемых отложений в интер вале, соответствующем оставленным УБТ, м; Хз— отношение диа метров УБТ и скважины; х^ — плотность бурового раствора, кг/м3; Хз — водоотдача, измеренная на ВМ-6, 10~6 м3; х5— СНС раство
ра через |
10 мин, Па; x^ — время оставления |
колонны труб без |
движения, |
ч; х%— перепад давления в системе |
скважина — пласт, |
22
МПа; х9— проницаемость пород, осредненная |
по длине |
прихва |
||||||
ченного |
участка |
труб, |
м2; хю— максимальная |
проницаемость по |
||||
род по |
этому участку, |
м2; хи — содержание |
нефти |
в |
буровом |
|||
растворе, |
%. За |
выходной параметр |
у — функция |
последствия |
||||
оставления |
труб |
без движения — было |
принято качественное со |
|||||
стояние |
колонны |
труб |
в скважине: 0 — трубы |
извлечены |
свобод |
но, 1— трубы извлечены с затяжкой, 2 — трубы прихвачены.
Для выбора информативных параметров были построены зави симости у = у (*!) и затем отобраны те, у которых отмечена тен денция роста или убывания значений с ростом у. Имформативными оказались факторы х2, Х5, х7, х8, х9, Хм, Х\\. Для ранжирования этих параметров диапазон их изменения разбили на семь интер валов, т. е. Х2 (1—20; 21—50; 51—700; 71—100; 101—150
151—200; 201— и более); |
Хъ (2,5—3,5; 3,6—4; 4,1—4,5; 4,6—5 |
5—6; 6,1—8; более 8); х7 |
(0,005—0,12; 0,12—0,2; 0,2—0,5; 0,5—1,0 |
1—1,5; 1,6-3,5; более 3,5); х8 (5—15; 16—30; 31—38; 39-55; 56—
60; |
61—80; 81—290); |
х9 |
(0—1; |
1—5; |
5,1—20; |
21—75; |
75—200 |
|
200-400); JCIO (0,1—1; 1,1-5; 5,1—10; 11—20; 21—100; |
101-400 |
|||||||
более 400); хп (более 10; 10—9,1; 9—8,1; 8—7,1; 7—5,1; |
5—3,1 |
|||||||
3—0). |
|
соответственно порядку |
разбиения |
пара |
||||
|
Ранги присваивались |
метров на интервалы. Учитывая корреляцию х9 с Хю, просумми
ровали ранги шести признаков |
|
|
|
||||||
(без хю). Результаты по неко |
|
|
|
||||||
торым |
прихватам |
представле |
|
|
|
||||
ны в сводной классификацион |
|
|
|
||||||
ной табл. 9. Объект, в котором |
|
|
|
||||||
сумма рангов равна или пре |
|
|
|
||||||
вышает 28, отнесен к прихва |
|
|
|
||||||
тоопасным, |
менее — к |
прихва |
|
|
|
||||
тобезопасным. |
В |
результате |
|
|
|
||||
распознавания |
оказались пра |
|
|
|
|||||
вильно |
классифицированными |
|
|
|
|||||
66 из 92 случаев оставления ко |
|
|
|
||||||
лонны труб без движения, т. е. |
ерСипспная проницаемость пород |
||||||||
удачный |
прогноз |
составил |
|
кср >№ |
N |
||||
70 %. Для |
выявления |
значи |
Рис. 7. Диаграмма распределения и ве |
||||||
мости |
проницаемости |
пород |
|||||||
по определению прихватоопас- |
роятность |
возникновения |
прихватов пос |
||||||
ле оставления колонн труб в скважине |
|||||||||
иой ситуации просуммированы |
без движения при различной осреднен- |
||||||||
ранги пяти |
признаков |
(без |
х<, |
ной |
проницаемости пород |
||||
и хю). В этом |
случае |
процент |
59%. |
Следовательно, значение |
|||||
удачного прогноза |
снизился |
до |
|||||||
проницаемости |
пород определяет |
прихватоопасную |
ситуацию в |
||||||
скважине при действии перепада давления. |
|
||||||||
Иллюстрируемая на |
рис. |
7 вероятность (отношение числа воз |
|||||||
никших |
прихватов |
труб к общему числу |
оставления колонн УБТ |
||||||
в скважине |
без движения) |
возникновения прихватов |
после, остав |
||||||
ления колонны труб в скважине без движения более 1 |
ч показыва- |
23
*1 |
|
|
*5 |
|
|
|
*1 |
|
|
■*10 |
|
-*11 |
|
м |
анги |
10—6 |
Ранги |
Г |
Ранги |
10—1 |
Ранги |
10“ 15 |
Ранги |
Ю—15 |
Ранги |
% |
Ранги |
М3 |
МПа |
м* |
м* |
||||||||||
92 |
4 |
8,0 |
6 |
0,15 |
2 |
46 |
4 |
300,0 |
6 |
800 |
7 |
6 |
5 |
97 |
4 |
5,0 |
4 |
3,0 |
6 |
64 |
6 |
100,0 |
5 |
150 |
6 |
0 |
7 |
21 |
2 |
5,0 |
4 |
0,5 |
3 |
12 |
1 |
1100,0 |
7 |
1500 |
7 |
0 |
7 |
90 |
4 |
6,5 |
5 |
0,6 |
4 |
16 |
2 |
1100,0 |
7 |
1500 |
7 |
4 |
6 |
80 |
4 |
5,0 |
4 |
3,0 |
6 |
40 |
4 |
80,0 |
5 |
450 |
7 |
5 |
6 |
107 |
5 |
5,0 |
4 |
10,0 |
7 |
60 |
5 |
10,0 |
3 |
50 |
5 |
7 |
5 |
155 |
6 |
7,0 |
6 |
6,0 |
7 |
68 |
6 |
3,0 |
2 |
20 |
4 |
3 |
7 |
20 |
1 |
2,5 |
1 |
0,2 |
2 |
140 |
7 |
400,0 |
6 |
600 |
7 |
3 |
7 |
97 |
4 |
5,0 |
4 |
6,0 |
7 |
65 |
6 |
10,0 |
3 |
50 |
5 |
3 |
7 |
132 |
5 |
4,0 |
2 |
8,0 |
7 |
30 |
2 |
370,0 |
7 |
1200 |
7 |
5 |
6 |
107 |
5 |
5,0 |
4 |
2,5 |
6 |
60 |
5 |
10,0 |
3 |
50 |
5 |
9 |
3 |
|
|
Таблица |
9 |
|
|
01 |
|
3 |
|
|
О |
|
|
|
|
и |
|
н* |
|
|
55 |
|
сз |
а |
|
|
f- СО |
||
|
л |
ечание |
из о |
|
|
а |
ЕГх |
||
|
2 |
|
«и |
о< |
|
2 |
|
||
|
>» |
|
0- С |
|
|
О |
|
|
|
2 |
27 |
Прихватоопасные |
|
|
|
|
условия |
|
+ |
2 |
32 |
То же |
|
|
2 |
27 |
|
|
+ |
2 |
29 |
» |
|
|
2 |
29 |
Ъ |
|
т1 |
2 |
29 |
|
|
I |
7> |
|
1 |
||
2 |
34 |
|
|
4- |
2 |
24 |
* |
|
т1 |
2 |
30 |
> |
|
|
2 |
28 |
> |
|
1 |
|
“Г |
|||
1 |
25 |
Прихватобезопас |
|
4 |
|
|
ные условия |
|
|
115 |
5 |
3,5 |
1 |
3,0 |
6 |
47 |
4 |
1,0 |
1 |
9 |
3 |
7 |
5 |
1 |
22 |
То же |
4 |
|
110 |
5 |
4,0 |
2 |
5,0 |
7 |
48 |
4 |
98,0 |
5 |
136 |
6 |
6 |
5 |
1 |
27 |
> |
Т1 |
|
130 |
5 |
5,0 |
4 |
5,0 |
7 |
50 |
4 |
99,0 |
5 |
174 |
6 |
7 |
5 |
1 |
29 |
> |
тI |
|
94 |
4 |
4,5 |
3 |
5,0 |
7 |
62 |
6 |
0,8 |
1 |
10 |
3 |
5 |
6 |
1 |
27 |
|
||
8 |
1 |
6,0 |
5 |
1,5 |
5 |
75 |
6 |
0,8 |
1 |
15 |
4 |
2 |
7 |
1 |
25 |
|
1 |
|
2> |
Т1 |
|||||||||||||||||
97 |
4 |
3,0 |
1 |
4,0 |
7 |
120 |
7 |
0,6 |
1 |
10 |
3 |
5 |
6 |
1 |
25 |
|||
•115 |
5 |
3,5 |
1 |
30,0 |
7 |
20 |
2 |
0,5 |
1 |
5 |
2 |
7 |
5 |
0 |
21 |
9 |
|
* Знак «+» показывает совпадение с действительной ситуацией; знак |
» — несовпадение |
ет, что только при осредненной по мощности проницаемости пород ниже 0,5* 10-15 м2 можно исключить прихватоопасные ситуации при наличии дифференциального давления (число случаев остав ления колонны труб без движения для различной проницаемости составило: 0—0,5~15м2—11; 0,6—1 -10~15м2—13; 1,1—5-10~15м2—9; 6—20Х Ю-15 м2—9; 21—40-Ю"15 м2—10).
Под осредненной по мощности проницаемостью подразумевает ся величина kcp
|
kjfh -f- k j i 2 ~f~ • • • 4~ knhn |
(9) |
|
hi -f- Л2 -f- . . . -f- hn |
|
|
|
|
где ki, &2, |
kn — проницаемость соответственно первого, второго, |
я-го пропластка, м2.
На Майкопской площади при бурении скв. 71, 77, 79, 86, 124, 140 после вскрытия нижнемеловых отложений возникали прихва ты под действием перепада давления, составляющего 2,7— 4,9 МПа. Анализ геофизических данных и кернового материала по разрезу скважин (ниже верхней границы прихвата УБТ) пока зал, что на общую длину прихваченных УБТ (80—147 м) прихо дится лишь 21—25 м проницаемой толщи пород. Буровой раствор,
имевший |
плотность |
1200—1240 кг/м3, |
обрабатывали |
УЩР и |
|
нефтью |
(6—10 об. %). Для «ижнемеловых отложений |
Майкоп- |
|||
|
|
|
|
Таблица 10 |
|
|
Верхняя |
Мощность |
Максималь |
|
|
Номер |
граница |
ная |
|
|
|
при |
кидаемых |
проницае |
Породы |
|
|
ы |
глубина |
пород. |
мость |
|
|
|
ихождения |
м |
пород, |
|
|
|
лота, |
|
Ю ~15 м* |
|
|
|
м |
|
|
|
|
13 |
2008, |
5 |
130,0 |
Алевролит глинистый |
|
|
2136 |
7 |
800,0 |
Песчаник кварцевый |
|
|
|
15 |
1200,0 |
То же |
|
|
|
2 |
800,0 |
» |
|
|
|
6 |
280,0 |
Песчаник |
|
|
|
103 |
0 |
Аргиллиты |
|
9 |
3100, |
7 |
950,0 |
Песчаник |
|
|
3137 |
6 |
900,0 |
» |
|
|
|
7 |
1200,0 |
» |
|
|
|
17 |
0,0 |
Глины и аргиллиты |
|
16 |
4050, |
46 |
Трещино |
Мергель и аргиллиты |
|
|
4146 |
5 |
ватые |
Песчаник кварцевый |
|
|
22,0 |
|
|||
|
|
32 |
6,9 |
Алевролит глинистый |
|
|
|
9 |
191,0 |
Песчаник глинистый |
|
|
|
4 |
0,0 |
Аргиллиты |
|
13 |
4910, |
20 |
71,0 |
Песчаник крепкий |
|
|
4987 |
25 |
1.9 |
То же |
|
|
|
92 |
8,9 |
» |
|
25
чении заданного времени неподвижного контакта глинистой мас сы с пуансоном последний путем вращения сдвигался, при этом с помощью гидравлического динамографа непрерывно записывалась величина силы, приложенной к пуансону, по максимальному зна чению которой вычисляли удельную силу сопротивления сдвигу металла по корке а (в Н/см2).1На протяжении всего опыта, начи ная от момента формирования корки и кончая сдвигом пуансона, в камере поддерживали постоянными температуру и давление.
При проведении экспериментов удельная нагрузка на пуансон соответствовала максимальной величине давления бурильной ко
лонны на стенку скважины. |
Как известно, наибольшее |
давление |
в интервалах с наименьшим |
радиусом кривизны, т. е. |
там, где |
интенсивность искривления ствола имеет максимальное значение. Для оценки величины давления растянутой бурильной колон ны на стенку искривленной скважины проведены расчеты по мето
дике {1] М. М. Александрова. Приведенные в табл. |
11 результаты |
|||
|
|
|
|
Таблица 11 |
Интенсивность |
Расчетная удельная нагрузка бурильной колонны на стенку искривленной |
|||
скважины (0,01 |
Н/см2) при ширине полосы контакта, м |
|||
искривления |
|
|
|
|
ствола, |
|
|
|
|
градус/100 м |
0,03 |
0,05 |
0,07 |
0, 10 |
|
||||
2 |
М б |
0,70 |
0,50 |
0,35 |
4 |
2,32 |
1,40 |
1,00 |
0,70 |
6 |
3,49 |
2,09 |
1,50 |
1,05 |
8 |
4,66 |
2,80 |
1,75 |
1,40 |
10 |
5,82 |
3,49 |
2,50 |
1,75 |
П р и м е ч а н и е , Величина удельной нагрузки вычислена для случая, когда вес буриль ной колонны ниже места искривления (с учетом облегчения в жидкости) равен 0,01 МН. Для других значений табличные данные необходимо умножить на вес бурильной колонны ниже ис кривленного участка.
расчетов показывают, что на практике в самых неблагоприятных условиях, когда искривление скважины достигает 10° на 100 м проходки, величина удельной нагрузки бурильной колонны на стенку скважины (даже при весе колонны ниже места искривле
ния |
1 МН и более) не превышает 6—7 Н/см6. Примерно до таких |
же |
значений (с двукратным запасом) доводили давление пуансо |
на |
на глинистую корку в лабораторных исследованиях на уста |
новке.
В табл. 12 для примера приведены результаты опытов с ис пользованием необработанного раствора, приготовленного из бен тонитового глинопорошка. Давление в камере поддерживалось 3 МПа, а температура 20—22°С. При использовании проницаемо го фильтра в таких условиях при удельной нагрузке пуансона на глинистую корку 1 Н/см2 происходит его прихват под действием перепада давления и сила сопротивления сдвигу достигает значи тельных величин.
27
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 12 |
|
|
|
|
|
Время неподвижного контакта1, МИН |
|
|
||||
|
Удельная |
|
10 |
|
|
30 |
|
|
60 |
|
Прони |
|
а |
|
|
|
|
|
а |
|
|
цаемость |
нагрузка |
|
|
N |
О, |
|
п |
|
||
фильтра, |
пуансона |
«4 |
к |
|
5 |
|
X |
|
||
р |
К |
|
2 |
+ |
|
2 |
|
|||
10~12 м* |
Н/см* |
о |
+ |
|
и |
|
и |
4- |
|
|
|
мех’ |
2 |
и |
|
U |
|
U |
|
||
|
|
ж |
к |
к |
X |
X |
* |
Я |
X |
|
|
|
о |
0) |
|
о |
О) |
|
о |
|
|
|
|
» |
2 |
2 |
о |
2 |
2 |
О |
2 |
|
|
|
Ъ |
|
|
|
|
|
|
||
0,8 |
1,0 |
13,5 |
0,045 |
13,50 |
33,3 |
0,110 |
33,30 |
46,5 |
0,123 |
46,50 |
0 |
1,0 |
0,4 |
0,002 |
0,40 |
0,5 |
0,002 |
0,50 |
0,5 |
0,003 |
0,50 |
0 |
2,1 |
0,8 |
0,003 |
0,38 |
0.9 |
0,003 |
0,43 |
0,9 |
0,003 |
0,43 |
0 |
5,3 |
2,1 |
0,007 |
0,40 |
2,2 |
0,007 |
0,42 |
2,1 |
0,007 |
0,40 |
0 |
7,4 |
2,6 |
0,008 |
0,35 |
3,7 |
0,012 |
0,50 |
3,1 |
0,010 |
0,42 |
0 |
10,6 |
3,2 |
0,010 |
0,30 |
4,3 |
0,014 |
0,41 |
4,3 |
0,014 |
0,41 |
0 |
15,9 |
4,1 |
0,013 |
0,26 |
6,2 |
0,019 |
0,39 |
6,7 |
0,210 |
0,40 |
П р и м е ч а н и е . Гидравлическое давление в камере Рг„др == 3 МПа.
В опытах с непроницаемым фильтром удельная сила сопротив ления сдвигу не превышала 6,7 Н/см2, хотя удельная нагрузка пуансона на глинистую корку достигала 15,9 Н/см2, т. е. в этом случае прихвата под действием гидравлического давления в ка мере не происходило. С целью подтверждения этого вывода в таблице приведены значения удельных коэффициентов сопротив ления сдвигу: Лмех+шдр — для условий, если совместно действовали механическая и гидравлическая нагрузки на пуансон, и /емех — когда на пуансон передавалась только механическая нагрузка, а гидравлическое давление в камере не влияло иа силу прижатия пуансона к глинистой корке.
Коэффициент сопротивления представляет собой отношение удельного сопротивления сдвигу а к механическому или гидравли ческому давлению на пуансон (или к их сумме /?мех+ Рги.др):
^мех = °7Рмех", ^мех+гидр = (Рмех "Ь Ргидр) •
Величина коэффициента сопротивления &Мех+гидр, вычисленно го с учетом предположения, что в прижатии пуансона к глинистой корке принимают участие механическая и гидравлическая нагруз ки, имеет очень низкие значения (тысячные доли единицы) и в несколько десятков раз меньше величины этого коэффициента в случае прихвата под действием перепада давлений (первая стро ка табл. 12), что идет вразрез с современным представлением о природе данного явления. Следовательно, можно сделать вывод о том, что на силу сопротивления сдвигу металла по глинистой корке в интервалах непроницаемых пород гидравлическое давле ние не влияет. Для доказательства этого вывода рассмотрим зако номерности изменения вычисленного по экспериментальным дан ным &мех и их соответствие физическому смыслу этого коэффици ента.
21