книги / Прихваты колонн при бурении скважин

Таблица 5

I I

прн температуре более 160°С возникли трудности в управлении свойствами бурового раствора. На конечной глубине (4950 м) за­ регистрирована температура 202°G.

В строении месторождений Азербайджана участвуют осадоч­ ные, вулканогенные и метаморфизованные породы. Большие глу­ бины скважин, аномально высокие пластовые и поровые давле­ ния, значительная пластичность глинистых отложений способст­ вуют возникновению различного рода осложнений, приводящих к прихватам (сужение стволов, обвалы пород, поглощение бурового раствора, флюидопроявления, обогащение бурового раствора гли­

лятиколонную конструкцию.

Наряду со сложными геологическими условиями бурения, на возникновение прихватов на площадях Азербайджана влияют и технико-технологические упущения: бурение без спуска запроекти­ рованных промежуточных колонн, «едоспуск колонн до запроекти­ рованных отметок, недостаточная очистка бурового раствора, не­ соблюдение запроектированных параметров бурового раствора.

Месторождения Средней Азии представлены различными по условиям бурения породами. Месторождения Мангышлака харак­ теризуются высокими геотермическими градиентами. На глубине

для площадей Юго-Западного Таджикистана и Западно-Туркмен- ;ской впадины. На площади Супе-Тау (Таджикистан) осложнения связаны с бурением соленосной толщи в интервале 1000—3000) м, содержащей высоконапорные водяные горизонты [3]. Сужения стволов, коагуляция бурового раствора и трудность в регулировав яши его свойств приводят к осложнениям и прихватам. Нередки случаи ликвидации стволов с последующим забуриванием новых (например, скв. 6 Супе-Тау).

Меньшей осложненностыо характеризуется бурение скважин на площадях Западного Узбекистана и Восточной Туркмении. На площадях западной части Туркмении осложнения связаны с АВПД, что вызывает необходимость применения буровых раство­ ров плотностью до 2300—2350 кг/м3. В зонах АВПД породы склонны к нарушениям.

Бурение скважин на площадях Украины сопровождается по­ глощениями бурового раствора, осыпями пород, искривлением и сужением стволов, пластическим течением солей. Сужения ство­ лов, затяжки, прихваты наиболее часто происходят в интервалах залегания краматорской свиты, представленной каменной солью с прослоями магниевых солей, которые обладают высокой раство­ римостью, что приводит к образованию объемных каверн. Увели­

•12

чение плотности бурового раствора для снижения интенсивности течения магниевых солей часто приводит к поглощениям раство­ ра, а снижение плотности до 1300—1350 кг/м3 на глубинах до 2500 м — к увеличению скорости пластической деформации солей.

ИССЛЕДОВАНИЕ МЕХАНИЗМА ПРИХВАТОВ

АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ

Наиболее результативный способ анализа действующих факто­ ров — статистическая обработка результатов исследований влия­ ния различных факторов на процесс прихвата. Значимость каждо­ го из факторов и определение структуры их влияния по мере убы­

и площадь поверхности контакта хв; в третью — проницаемость породы в зоне прихвата *13, физико-механические свойства фильт­ рационных корок *15, соблюдение технических правил и норм *4, абсолютная величина гидростатического давления Хп, искривле­ ние ствола' скважины *ь количество смазочной добавки *i8, коэф­

В соответствии с выполненным анализом для прихватов II ка­ тегории (заклинивание инструмента в скважине) в первую группу включены факторы *ь *4, *5; во вторую — *б, *7, *ie, *з, * 2, *ю, *15, в третью — *8, *1з, *9, * 12, *17, * 16, * 14. Для прихватов III категории (вызванных сужением ствола скважины вследствие осыпей и об­ валов пород, сальникообразования, оседания шлама и утяжелите­

нефть, Каспморнефть, Дагнефть, Грознефть) позволили оценить информативность факторов, влияющих на возникновение прихва­ тов, по критерию Манна — Уитни и с помощью рангового диспер­ сионного анализа: пластовое давление (уровень значимости 0,92),

13

на поверхность, толщина корки равнялась 4-10-3 м (предваритель­ но вязко-пластичный слой корки смыли слабой струей воды). За­ тем в каждую из пяти камер положили отрезок трубы диаметром

стать равной площади цилиндрической поверхности трубы в зоне фильтра. Результатами опытов установлена зависимость между толщиной корки Н (10-3 м), перепадом давления Ар (Па) и вре­ менем формирования корки Т (ч) в условиях статической фильт­ рации:

(мера идентичности 0,92).

В динамических условиях и при скоростях циркуляции раство­ ра 2—4 м/с толщина корки составляла (0,5—0,7) • 10-3 м и не из­ менялась во время циркуляции. В реальных условиях скважины

скорость потока раствора находятся в обратно пропорциональной зависимости. Фактическая площадь контакта труб определяется с учетом непосредственного внедрения труб в корку и размерами области статической фильтрации, т. е. застойной зоны. Зона кон­ такта трубы с коркой представляет собой криволинейную поверх­ ность, каждая точка которой находится на разном удалении от стенки скважины.

Так же неодинаково и распределение давления по толщине корки. Ближе к точке наибольшего внедрения (рис. 2, точка С)

15

оно меньше, в точках А и К равно давлению в скважине. Поэто­ му целесообразно определить средневзвешенный по толщине кор­

где ф— текущий угол; Ар (р) — разность менаду гидростатическим

к одной переменной ф, необходимо р выразить в полярных коор­

16

Результаты расчетов показывают (табл. 6), что коэффици­ ент а уменьшается с увеличением глубины внедрения трубы в кор­ ку, а при одинаковой глубине внедрения он тем больше, чем боль­ ше отношение наружного диаметра труб к диаметру скважины (djDcitb).

Таким образом, на трубы, внедрившиеся в фильтрационную корку, действует не полная величина перепада давления между скважиной и пластом, а некоторая его часть, определяемая коэф­ фициентом средневзвешенности а, значения которого для распро­ страненных сочетаний DCKB и d находятся в пределах 0,586— 0,653. Согласно [28], коэффициент перепада гидродинамического давления через фильтрационную корку, являющийся функцией времени, проницаемости корки и пласта, свойств бурового раство­ ра и флюида пласта, для реальных условий скважины составляет 0,62—0,75.

Изменение силы прихвата во времени, как показали результа­ ты многочисленных исследований [24], имеет параболический ха­ рактер, причем наибольшая интенсивность прихватообразования характерна для первых минут контакта. В связи с этим наиболее результативны мероприятия для предупреждения прихватов имен­ но в этот период. На возникновение прихватов существенно влия­ ет время формирования фильтрационной корки, а также перепад давления, при котором происходит этот процесс. Как правило, при увеличении времени формирования корки снижается опасность прихватообразования вследствие уменьшения проницаемости кор­ ки и снижения ее пьезопроводности.

Как показали исследования [24], процесс возникновения и раз­ вития прихвата зависит от увеличения температуры среды. Так, рост температуры от 20 до 80 и от 20 до 140°С приводит к увели­ чению силы прихвата соответственно на 22 и 45% по сравнению с первоначальной. Вывод о возрастании силы прихвата с повыше­ нием температуры, сделанный автором [24], был подтвержден

17

стыо 7,5Х10-14 м2 формировалась фильтрационная корка в тече­ ние 60 мин при перепаде давления 1,5 Па, после чего проводили прихват модели трубы при этом же перепаде давления; модель контактировала с коркой в течение 5, 10* 30, 60 и 180 мин. Реги­ стрировали глубину внедрения трубы в корку с помощью индика­ тора часового типа с ценой деления 10~5 м, силу страгивания (прихвата) модели трубы — динамометром с ценой деления 2 Н, толщину корки — глубиномером с ценой деления 10-4 м, влаж­ ность корки в зоне контакта с трубой и в ненарушенной части — методом высушивания с точностью до 0,1%.

В табл. 7 приведена характеристика буровых растворов, кото­ рые были использованы при проведении экспериментов. Для всех этих растворов выявлена закономерность, заключающаяся в том, что после контакта трубы с коркой влажность последней снижа­ ется в контактной зоне и увеличиваются силы страгивания (рис. 4). Вероятно, при возникновении прихвата в зоне контакта отток жидкой фазы в пласт преобладает над притоком ее в кон-

19

тактн-ую зону. В результате уплотнения корки снижается ее про­ ницаемость и растет сила страгивания (прихвата).

Как показали исследования, на процесс прихватообразования существенно влияет вязкость жидкости в зоне контакта.

Для проведения исследований фильтрационная корка форми­ ровалась из бурового раствора, после чего к ней подводили мо-

КМЦ-600). Наивысший темп роста силы страгивания оказался по­

тактную зону вследствие повышенной вязкости раствора КМЦ и компрессии среды в зоне прихвата.

Некоторые результаты по определению удельных сил страги­

20