Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 [ 71 ] 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332

тельность производства работ; ведут его со значительной задержкой во времени после возникновения прихвата; выбирают объем агента недостаточный для полного перекрытия зоны прихвата, снижения перепада давления и производства необходимого цикла работ; не принимают меры, предупреждающие самопроизвольное перемещение агентов ванны из зоны прихвата и их смешение с буровым раствором в скважине, а также флокуляцию 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 соприкасается со стенкой скважины, он начинает вдавливаться в глинистую корку и вытеснять из-под себя глинистый раствор и неплотные слои корки. Глубина внедрения инструмента в корку будет зависеть от значения начальных прижимающих сил и от вращения неподвижного контакта. Чем выше проницаемость глинистой корки и породы, тем быстрее протекает этот процесс. Этим объясняется тот факт, что прихваты быстрее происходят в свежевс-крытых интервалах проницаемых пластов, где глинистая корка не успевает уплотниться и имеет высокую проницаемость.

В качестве агентов ванны могут быть использованы нефть, вода, кислоты, щелочи и другие продукты. Однако наиболее распространенным и эффективным агентом является нефть, в связи с чем методику установки жидкостных ванн целесообразно показать на примере применения нефти.

Метод установки нефтяных ванн наиболее эффективен при ликвидации прихватов, происшедших в интервалах проницаемых пород, вызванных действием перепада давления, и не рекомендуется при ликвидации прихватов, происшедших вследствие заклинивания труб посторонними предметами или обрушившейся горной породой, в желобных выработках, в суженной части ствола скважины или в нарушенной обсадной колонне.

Нефтяная ванна должна быть установлена сразу же после возникновения прихвата.

Для установки ванны рекомендуется использовать безводную высокоподвижную малопарафинистую нефть малой плотности. Для повышения поверхностной активности в нее добавляются ПАВ (дисольван, сульфонол, НЧК ОП-10) 1-2 % объема ванны, для равномерного распределения в нефти они перемешиваются. При вскрытии высокопроницаемых пластов и возникновении прихватов для установки ванн можно использовать окисленный петролатум или СМАД-1. Объем нефти для ванны определяют из расчета максимально допустимого снижения перепада давления в зоне прихвата или перекрытия ею верхней границы на 50-100 м.

В случаях ликвидации прихватов в районах с малоизученными геологическими условиями (когда пластовое давление неизвестно) или при предварительном снижении плотности промывочной жидкости в скважине до минимально допустимой объем нефти для ванны определяется по формуле

Q = 0,785(K22D2 - dH) (H + h) + 0,785dв2h,

где Q - объем нефти для ванны, м3; K - коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата; D - диаметр долота, м; dн, dв - диаметр бурильных труб соответственно наружный и внутренний, м; H - интервал прихваченного

участка колонны, м; h - расчетная высота подъема нефти выше верхней точки в бурильных трубах, м.

После определения объема нефти проводится проверочный подсчет гидростатического давления в стволе скважины на момент максимального облегчения столба жидкости, чтобы не допустить нефте-, газопроявлений. Гидростатическое давление не должно превышать пластовое в скважинах глубиной до 1200 м на 10-15 %, глубиной более 1200 м на 5-10 %.

Нефть в трубах и затрубном пространстве распределяется исходя из конкретного состояния скважины и необходимой частоты восстановления циркуляции (во избежание ее потери), а также общего времени действия ванны. В общем случае объем избыточной нефти в бурильных трубах Q (в м3) может быть определен из выражения

Q = ngT,

где n - число операций по восстановлению циркуляции; g - объем прокачиваемой жидкости за одну операцию, м3; T - время продавливания нефти в затрубное пространство, ч.

Для предупреждения самопроизвольного вертикального перемещения нефти по стволу скважины и увеличения времени действия агента ванны в зоне прихвата перед нагнетанием нефти и продавочной жидкости необходимо закачать порцию буферной жидкости для заполнения 150-200 м затрубного и трубного пространства.

Буферная жидкость приготовляется из применяемого бурового раствора путем его обработки реагентами-структурообразователями до получения максимально возможных значений вязкости и статического напряжения сдвига. Водоотдача жидкости буферной пачки не должна превышать водоотдачу промывочной жидкости в скважине.

В местах смешения с буровым раствором буферная жидкость не должна вызывать его коагуляцию. В качестве реагентов-структурообра-зователей рекомендуется применять: при температуре до 100 °С - крахмал, 100-150 °С - КМЦ, более 150 °С - метас с каустической содой. В каждом конкретном случае рецептура для получения буферной жидкости подбирается лабораторией промывочных жидкостей.

Потребный объем продавочной жидкости Упр (в м3) определяется по формуле

Упр = 0,785[d2(L - hн - hб)],

где d - внутренний диаметр бурильных труб, м; L - глубина скважины от устья до места расположения долота, м; hн, hб - соответственно высота нефти и буферной жидкости в трубах, м.

Установка нефтяных ванн производится, как правило, через заливочную головку, имеющую не менее двух отводов, оборудованных трехходовыми кранами высокого давления. Колонна бурильных труб частично разгружается и подвешивается на роторе.

Заливочная головка обвязывается с цементировочными агрегатами двумя и более раздельно идущими к ней нагнетательными линиями, опрес-сованными на требуемое давление. Для проведения работ по установке ванн в сложных геологических условиях или на больших глубинах (в зависимости от конкретной ситуации района) используется не менее двух цементировочных агрегатов. Кроме того, в систему обвязки вводятся два агрегата, готовые в любой момент включиться в работу.

Агенты ванны нагнетаются в скважину цементировочными агрегатами в следующей последовательности: буферная жидкость - нефть - буферная жидкость - продавочная жидкость при максимально возможной подаче агрегатов, при этом скорость восходящего потока в кольцевом пространстве не должна превышать это значение в процессе бурения данного интервала.

Максимальное ожидаемое давление при установке ванны наблюдается к моменту начала выхода нефти из труб

Pmax = gL(Pp -Рн) + P,

где рр, рн - плотность соответственно бурового раствора и нефти; p - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений при движении жидкостей в трубах и затрубном пространстве.

Значение pmax ограничивается внутренним давлением, при котором проведена опрессовка бурильной колонны на максимальное рабочее давление. При превышении давления в процессе продавливания сверх максимально ожидаемого необходимо уменьшить скорость закачивания продавочной жидкости во избежание нарушения герметичности и целостности колонны бурильных труб и элементов обвязки. После закачивания продавочной жидкости краны на заливочной головке закрываются, и (в зависимости от причины прихвата) колонна разгружается на определенную часть ее веса или оставляется под натяжкой на талевой системе.

После установки ванны колонна труб расхаживается во избежание распространения зоны прихвата. Периодичность профилактических расха-живаний устанавливается в зависимости от конкретных геолого-физических условий, но не менее двух раз в 1 ч.

К расхаживанию для освобождения инструмента приступают через 4-6 ч действия ванны (с учетом конкретной ситуации).

Через каждый час после начала расхаживания проверяется наличие сифона в трубах, и часть нефти из труб (порциями по 0,5-0,7 м3) продавливается в затрубное пространство. Периодичность продавливания определяется конкретными условиями в скважине.

После ликвидации прихвата проводятся промывка с вымывом нефти на устье, подъем колонны труб из скважины с тщательной проверкой их качества, включая дефектоскопию, и последующая проработка ствола в осложненном интервале.

Вымытая из скважины нефть сохраняется и может быть использована при установках последующих ванн.

Если в течение 12-16 ч после установки ванны прихват ликвидировать не удалось, циркуляцию восстанавливают, скважину промывают, выравнивают параметры бурового раствора и повторно устанавливают нефтяную ванну. Число ванн определяется конкретными условиями района, однако устанавливать более трех-четырех ванн не рекомендуется.

В случае прихвата труб в карбонатных и глинистых отложениях необходимо в качестве агента ванны применять кислоту. Используются техническая соляная кислота 8-14%-ной концентрации, смеси соляной кислоты и воды или нефти, а также 15-20%-ной соляной и 40%-ной плавиковой кислот, причем соотношение компонентов смеси подбирается опытным путем исходя из условия активного действия смеси кислот на образцы пород.

Для уменьшения вредного влияния кислоты на бурильные трубы и оборудование следует применять ингибиторы коррозии.