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

В случае, если обе кривые профилеграммы расположены влево от линии номинального размера ствола скважины и сходятся, поперечное сечение ствола представляет окружность с диаметром, меньшим размера долота (сужение). Причем кривые могут либо сходиться, либо расходиться. Как правило, эти сужения небольшие по размеру и являются в основном результатом формирования фильтрационной корки на проницаемых участках стенки скважины.

Когда кривые профилеграммы расположены по разные стороны от линии номинального размера ствола скважины, поперечное сечение представляет желоб (желобные выработки). Причем, чем больше амплитуда расхождения кривых, тем значительнее глубина желобной выр аботки. Однако такой профиль сечения может быть принят за желобную выработку только в том случае, если соблюдается следующее соотношение:

а < 1,3d.

Построение поперечного сечения ствола скважины по данным профилеметрии изображено на схеме ( рис. 7.8). На горизонтальной прямой MN откладывается отрезок А С, равный наибольшему поперечному размеру ствола b, полученному по данным профилеметрии. Радиусом r = А/2 описывается окружность с центром в точке /. Значение А соответствует наименьшему поперечному размеру ствола скважины, полученному по данным профилеметрии. Радиусом dд/2 описывается окружность с центром в точке E. Пересечение окружности с прямой MN даст точку F, которая находится на прямой, совпадающей с положением оси прибора. Затем из точек S и Т проводятся сопрягающие прямые Sb и Га.

Фактический объем ствола скважины вычисляется после определения его среднего диаметра по данным профилеметрии. Для этого профилеграмма разбивается на участки, представленные характерными выработками, кавернами, сужениями и т.п. (непрерывно по всему стволу) (см. рис. 7.8).

Рис. 7.8. Схема поперечного сечения ствола скважины по данным профилеметрии

Рис. 7.9. Профилеграммы

Для желобных выработок измеряется наибольший поперечный размер ствола скважины, который суммируется с диаметром долота. Полусумма этих величин является средним диаметром ствола для интервала, представленного желобными выработками.

Пример. Требуется определить средний диаметр dср и объем V ствола скв. 70 Левкинской площади в интервале 625-715 м, представленном желобной выработкой (рис. 7.9, /): b = 615 мм, длина выработки l = 90 м, диаметр долота dд = 394 мм.

Тогда

dср = (394 + 615)/2 = 505 мм;

V = 0,785x0,5052x90 = 17,95 м3.

Объем ствола скважины в этом интервале, подсчитанный по данным ка-вернометрии, составил 1 0,37 м3.

Для каверн с поперечным сечением в виде окружности в качестве среднего диаметра принимается любое значение а или b (рис. 7.9, II). Для каверн, у которых a < dд, значение b (рис. 7.9, III) суммируется со значением диаметра долота, затем определяется их полусумма, которая считается средним диаметром ствола.

Для каверн, у которых a > dд (рис. 7.9, IV), измеряются a и b, затем суммируются b и (1,15-1,20) а (коэффициент 1,151,20 берется из анализа поперечных сечений, представленных в виде окружностей), и полусумма этих величин также считается средним диаметром этого сечения.

7.5. ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ 7.5.1. ВЫБОР СПОСОБА ЛИКВИДАЦИИ

ПРИХВАТОВ

Действия исполнителя при ликвидации прихвата базируются на совокупности накопленного им опыта и имеющейся информации о причине происшедшего прихвата и заключаются в выборе наиболее эффективного способа для конкретного случая и последовательном применении или чередовании различных способов.

В сложной ситуации, особенно в условиях, характеризующихся неопределенностью обстановки в скважине при возникновении прихвата, не всегда удается принять оптимальные решения о путях ликвидации прихвата. В этих условиях наиболее целесообразно выбирать решение, обеспечивающее минимальные потери времени и средств, исходя из методов теории статистических решений.

Согласно существующим представлениям о причинах прихватов выделяются три основные категории прихватов (по терминологии теории статистических решений - "состояние природы"): 91 - прихват под действием перепада давления; 92 - заклинивание (в том числе при спусках-подъемах, вращении, в желобных выработках), 93 - прихват вследствие сужения поперечного сечения ствола скважины (при обваливании пород, сальникообразовании, оседании утяжелителя, шлама, течении высокопластичных пород и т.д.).

Результативность известных способов ликвидации прихватов во многом определяется "состоянием природы". Так, использование ванн наиболее результативно при ликвидации прихватов, происшедших под действием перепада давления, а устройства импульсного воздействия (яссы, вибраторы) наиболее эффективны при ликвидации прихватов, вызванных заклиниванием. Существующие способы ликвидации прихватов классифицируются по четырем группам (по терминологии теории статистических решений - "действия"): а1 - установка