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

При более детальном анализе результатов исследования можно заметить, что процесс растепления околоствольной зоны мерзлых пород происходит так, как если бы осуществилось их постоянное возмущение скважиной, на стенке которой поддерживается некоторая средняя температура, свойственная как периодам возмущения, так и периодам восстановления.

При многоциклическом тепловом взаимодействии мерзлых пород со скважиной оценить радиус ореола протаивания можно по формуле

r = -L = 1 + 0,81 ск

t Fo0 +S Fo0

т т скв

0,43

Здесь tCсiрв - средневзвешенное по времени значение средне-интегральной температуры на стенке скважины:

tj =

С Т, (T)dT ; С Tj (T)dT ;

Т - длительность периода возмущения в каждом цикле; Xj - длительность периода восстановления в каждом цикле; Tj - функция температуры на стенке скважины от т,; Tj - то же, от Xj; п - общее число периодов возмущения; k - общее число периодов восстановления;

Fo0 = ОтТ, / Г02; Fo0 = j / Г02.

При сравнении расчетных значений радиуса ореола прота-ивания с опытными при многоцикличном тепловом взаимодействии мерзлых пород со скважиной (см. рис. 6.9) видно, что расчетные значения отличаются от опытных на 10-15 % для глины и на 10 - 30 % для песка. С увеличением числа циклов ошибка уменьшается.

Глава ПРИХВАТЫ, ЗАТЯЖКИ

7 И ПОСАДКИ КОЛОННЫ ТРУБ,

ЖЕЛОБООБРАЗОВАНИЕ

Одним из самых распространенных серьезных и дорогостоящих видов осложнений при проводке скважин, иногда оканчивающихся ликвидацией скважины или бурением нового ствола, являются прихваты колонн бурильных и (или) обсадных труб. Как правило, прихватам предшествуют затяжки бурового инструмента, связанные с обвалами пород или попаданием бурильного инструмента в желоба, им же образованные и ликвидируемые без остановки технологического процесса.

В современных условиях бурения, характеризующихся разнообразием геологического строения районов, ростом глубин скважин, высокими давлениями и температурами, а также солевой агрессией, приводящими к деструкции бурового раствора, наличием толщ проницаемых отложений и неустойчивых пород, сложными конструкциями скважин и компоновок низа бурильных колонн, разнообразием систем химических обработок буровых растворов, сложной пространственной конфигурацией скважин, вопросам предупреждения прихватов бурильных и обсадных колонн, а также способам ликвидации последствий осложнений отводится первостепенная роль.

Природа их различна, поэтому и методы ликвидации их отличаются друг от друга и имеют свою специфику.

На возникновение прихватов колонн труб оказывает влияние множество факторов, дифференцировать которые с целью оценки их влияния трудно.

Можно схематично разделить действующие при прихвате колонн труб силы на силы механического прижатия труб к стенке скважины, связанные с действием перепада давления и горизонтальной составляющей веса колонны труб, и адгезионные силы взаимодействия, зависящие от свойств фильтрационной корки, состояния контактной зоны и условий среды. Эти силы действуют совместно. В зависимости от условий в скважине их соотношение меняется. Сопоставление данных о прихватах в России и за рубежом показывает на-

личие однотипных по причинам и тяжести прихватов. Однако более детальное изучение физико-механических свойств пород нефтегазовых месторождений, условий их формирования и залегания, более строгое нормирование показателей буровых растворов, исходных материалов для них, химических реагентов - все это позволило буровикам значительно сократить количество прихватов.

7.1. ПРИРОДА ПРИХВАТОВ КОЛОНН ТРУБ

Прихватом следует считать процесс, характеризующийся потерей подвижности колонны труб или сква-жинных приборов, которая не восстанавливается даже после приложения к ним максимально допустимых нагрузок с учетом запаса прочности материала (стали).

Наибольшее распространение прихваты имеют в юго-западных и южных районах СНГ, что вызвано наличием сложных горно-геологических условий, значительными глубинами скважин и необходимостью преодоления встречающихся при этом различных осложнений процесса их сооружения. Для юго-западных районов характерны прихваты, вызываемые действием повышенного перепада давления, а для северо-восточных районов - в результате заклинивания труб в суженной части ствола из-за нарушения режима промывки (сальникообразования, оседания частиц шлама и др.).

Большинство отечественных и зарубежных исследователей считает, что основная причина прихватов заключается в действии перепада давления и гидростатического давления, адгезионных сил и заклинивания долота в нерасширенных и суженных участках ствола скважин, а также заклинивание колонны труб вследствие скопления в стволе шлама в результате недостаточной промывки.

На возникновение прихватов существенно влияют физические свойства фильтрационных корок (липкость, прочность структуры, связанность частиц, пористость, проницаемость), контактирующих с бурильным инструментом.

Некоторые исследователи устанавливают прямую зависимость прихвата колонн труб от водоотдачи раствора. Установлено, что водоотдача растворов, обработанных УЩР, увеличивается с ростом давления, причем особенно интенсивно в пределах от 0 до 1,0 МПа. Для растворов, обработанных лиг-