Материал: Прихваты колонн при бурении скважин
Понизители вяз |
1 |
0,0 |
кости |
2 |
1,3 |
|
3 |
- 2 ,2 |
|
4 |
- 0 ,4 |
|
5 |
- 0 ,4 |
Понизители во |
1 |
- 7 ,1 |
доотдачи |
2 |
0,7 |
|
3 |
7,2 |
|
4 |
0,5 |
|
5 |
4,2 |
|
6 |
5,4 |
|
7 |
- 2 , 3 |
' |
8 |
—2,3 |
9 |
—3,6 |
|
|
10 |
—2,3 |
|
11 |
- 2 ,3 |
Ингибирующие |
1 |
1,0 |
добавки |
2 |
- 1,8 |
|
3 |
2,6 |
|
4 |
2,6 |
|
5 |
-4,3 |
Смазочные до |
1 |
-1,4 |
бавки |
2 |
-2,7 |
|
3 |
1,6 |
|
4 |
-0,4 |
|
5 |
- 2,2 |
|
6 |
-0,4 |
Понизители вяз |
1 |
( |
3 |
кости |
2 |
|
6 |
|
7 |
Понизители во |
1 |
доотдачи |
2 |
|
3 |
|
4 |
|
5 |
|
6 |
|
7 |
|
8 |
|
9 |
|
10 |
|
11 |
Ингибирующие |
1 |
добавки |
2 |
|
3 |
|
4 |
|
5 |
Смазочные ДО- |
1 |
бавки |
2 |
|
3 |
|
4 |
5
6
|
0,0 |
Понизители вяз |
1 |
|
0,0 |
|
0,5 |
кости |
2 |
— |
0,8 |
|
1,8 |
|
3 |
|
4,0 |
- |
1,2 |
|
4 |
|
2,2 |
- |
1,2 |
|
5 |
|
2,2 |
|
|
|
6 |
—3,8 |
|
|
|
|
7 |
—3,8 |
|
|
-9,5 |
Понизители во |
1 |
- 2 ,4 |
|
|
2,9 |
доотдачи |
2 |
|
2,2 |
|
6,4 |
|
3 |
— |
0,8 |
|
1,1 |
|
4 |
|
0,6 |
|
1.7 |
|
5 |
- |
2,6 |
|
1.7 |
|
6 |
—3,8 |
|
|
4.7 |
|
7 |
|
5.2 |
|
-1,4 |
|
8 |
|
2.2 |
|
-3,1 |
|
9 |
|
2,2 |
|
-3,1 |
|
10 |
|
2,2 |
|
-3,1 |
|
11 |
—3,8 |
|
|
|
|
12 |
—3,8 |
|
|
1,1 |
Ингибирующие |
1 |
|
0,1 |
—1,2 |
добавки |
2 |
|
0,6 |
|
—1,2 |
|
3 |
—3,8 |
||
|
4,8 |
|
4 |
|
2,2 |
—6,0 |
|
|
|||
|
|
|
5 |
- |
1,8 |
,— 1,7 |
Смазочные |
1 |
—0,4 |
||
- 2 , 4 |
бавки |
2 |
|
0,1 |
|
|
1,8 |
|
|
||
|
1,8 |
|
3 |
|
0,1 |
- 4 ,2 |
|
4 |
|
2,2 |
|
|
5 |
—2,6 |
|||
|
0,0 |
|
|||
|
|
|
6 |
|
2,2 |
Продоло/сение табл. 23
Прихваты I—II категорий |
Прихваты I—III категорий |
Прихваты II—III категорий |
|
||||||
|
Интервалы |
Диагностнчес |
|
Интервалы |
Диагностичес |
|
Интервалы |
Диагностичес- |
|
Факторы |
(в м)* пере |
Факторы |
(п м), пере |
|
(в м), пере |
||||
чень обозначе |
. кий коэффицн |
чень обозначе |
кий коэффици |
Факторы |
чень обозначе- |
сий коэффици |
|||
|
ент ДК |
|
* |
ент дк |
|||||
|
ннй |
|
ний |
ент д к |
|
ннй |
|
||
Количество неф- |
0 , 0 — 1 ,2 |
— 3 ,9 |
ти |
1 , 3 - 2 , 4 |
- 0 , 7 |
|
2 . 5 — 3 ,6 |
- 1 , 1 |
|
3 . 5 — 4 ,8 |
0 ,7 |
|
4 , 9 — 6 ,0 |
- 0 , 4 |
|
6 , 1 — 7 ,2 |
0 ,9 |
|
7 , 3 — 8 ,4 |
0 ,9 |
|
8 . 5 — 9 ,6 |
3 . 2 |
|
9 , 7 — 10,8 |
1,8 |
|
10,9—12,0 |
1 .3 |
Длина УБТ |
8—28 |
— 0 ,9 |
|
29—48 |
— 0 ,9 |
|
49 — 68 |
- 2 , 4 |
|
69— 88 |
— 2 , 2 |
|
89 — 108 |
— 0 ,5 |
|
109— 128 |
1 .7 |
|
129— 148 |
1 ,6 |
|
149— 168 |
1 .8 |
|
169— 190 |
— 0 , 9 |
|
191— 211 |
— 0 , 6 |
Зазор |
5 ,0 - 9 ,1 |
—2,8 |
|
9,2— 13,2 |
1,0 |
13.3— 17,3 |
0,3 |
|
|
17.4—21,4 |
1,5 |
21.5—25,5 |
0,4 |
|
L |
' |
|
Количество неф |
0 , 0 - 1 , 4 |
- 1 , 3 |
|
ти |
1 .5 — 2 ,8 |
0 ,2 |
|
|
2 . 9 — 4 ,2 |
0 ,7 |
|
|
4 , 3 — 5 ,6 |
0 ,2 |
|
|
5 , 7 — 7 , 0 |
1,1 |
|
|
7 , 1 - 8 , 4 |
0 ,3 |
|
|
8 . 5 — 9 ,8 |
0 ,8 |
|
|
9 . 9 — 1 1 ,2 |
- 1 , 3 |
|
|
1 1 ,3 — 1 2 ,6 |
- 1 , 6 |
|
|
1 2 ,7 — 1 4 ,0 |
- 1 , 2 |
|
Длина УБТ |
3 3 — 51 |
- 0 , 7 |
|
/ |
5 2 |
— 69 |
- 2 , 0 |
|
7 0 |
— 87 |
- 2 , 7 |
|
8 8 |
— 105 ' |
- 1 , 7 |
|
106 |
— 123 |
0 , 7 |
|
124— 141 |
2 ,1 |
|
|
142 |
— 159 |
3 , 8 |
|
160 |
— 177 |
2 , 2 |
|
178— 195 |
0 , 6 |
|
|
196— 209 |
— 5 ,5 |
|
Зазор |
7 ,5 — 12,6 |
0,8 |
|
|
12.7— 17,7 |
0,6 |
|
|
17.8— 22,8 |
0,2 |
|
|
28.9— 27,9 |
0,0 |
|
|
28,0—33,0 |
- 1 , 2 |
|
Количество неф |
0 , 0 — 1 ,4 |
1 ,3 |
|
ти |
1 . 5 — 2 , 8 |
0 ,1 |
|
|
2 . 9 — |
4 ,2 |
0 , 5 |
|
4 . 3 — |
5 ,6 |
— 0 , 3 |
|
5 . 7 — 7 , 0 |
1 ,9 |
|
|
7 , 1 - 8 , 4 |
0 , 3 |
|
|
8 . 5 — |
9 ,8 |
— 0 , 5 |
|
9 . 9 — 1 1 ,2 |
- 1 , 3 |
|
|
1 1 . 3 — 1 2 ,6 |
— 2 , 8 |
|
|
1 2 .7 — 1 4 ,0 |
— 2 , 3 |
|
Длина УБТ |
8 — 28 |
1,1 |
|
|
2 9 — 48 |
0,0 |
|
|
4 9 — 68 |
0,3 |
|
|
6 9 — 88 |
—0,5 |
|
|
89 — 108 |
- 0 , 7 |
|
|
109— 128 |
- 0 , 7 |
|
|
129 — 148 |
0,8 |
|
|
149— 169 |
0,7 |
|
|
170— 190 |
1,9 |
|
|
191— 211 |
—0,5 |
|
Зазор |
5,0— 10,3 |
—0,6 |
|
|
10,4— 15,6 |
—0,2 |
|
|
15,7—20,9 I |
- 0 , 5 |
|
|
21,0—26,2 |
0,2 |
|
|
26,3—31,5 |
0,4 |
|
t
понизители водоотдачи: 1— КССБ +крахмал: 2 — КССБ; 3 — ПУЩР (УЩР); 4 -К С С Б + КМЦ; 5 — КССБ + КМЦ+крахмал; 6 — гипан + КМЦ; 7 — КМЦ+крахмал; 8 — нет; 9 — КМД+ПУЩР
(УЩР); |
10 — гипан + ПУЩР |
(УЩР); 11 — КМЦ; 12— крахмал; |
||
13 — КМЦ+крахмал + ПУЩР |
(УЩР); |
|
||
ингибирующие добавки: |
1— СаС12; C a(0 H )2+Fe2(S04)3; |
|||
СаС12+мел; СаС12+Ре2(504)з+мел; СаС12+ С а(О Н )2; |
Са(ОН)2; |
|||
2—нет; |
Fe2(S04)3; |
3 — CaCl2+N a2C03; Ca(O H )2+N a2C03; |
||
Fe2(S04)3+C a(0H )2+Na0H; |
4 - KCl + Fe2(S04)3; |
КС1; 5 - |
||
NaCl; Na2C03; NaOH; |
|
|
|
|
смазочные добавки: 1 — нефть+смад; нефть + смад+сульфонол;
нефть+смад+сульфонол+смола; 2 — нефть+графит; |
нефть + гра- |
|||
фит+сульфонол; нефть+графит+сульфонол +смола; |
нефть + гра |
|||
фит+ смола; 3 —нефть; |
нефть+ петролатум; |
нефть+ сульфонол; |
||
нефть+сульфонол+ГКЖ; |
нефть+сульфонол + смола; |
нефть+смо- |
||
ла; 4 —графит; графит+петролатум; 5 — нет; петролатум; |
б — |
|||
нефть+графит+смад; |
|
2 — роторное; |
3 — |
|
способ бурения: 1 — роторное колонковое; |
||||
турбинное; 4 —турбинное колонковое. |
|
|
|
|
Результаты проверки (в%) надежности таблиц диагностических
коэффициентов |
(ДК) по материалам объединения |
Укрнефть |
и |
||||
предприятий Мингео УССР приведены в табл. 24. |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
Таблица |
24 |
|
|
Сравниваемые категории прихватов |
|
|
|||
Прихваты |
I |
п |
I |
III |
II |
ш |
|
|
|
||||||
|
Прикарпатье (Укрнефть) |
|
|
|
|
||
Распознанные |
77,8 |
76 |
72,2 |
77,8 |
60 |
64,4 |
|
Ошибочные |
6,6 |
0 |
11,1 |
8,9 |
4 |
2,2 |
|
Неопределенные |
15,6 |
24 |
16,7 |
13,3 |
36 |
33,4 |
|
|
Днепровско-Донецкая впадина (Укрнефть) |
|
|
|
|||
Распознанные |
77,8 |
76,5 |
100 |
83,3 |
100 |
66,7 |
|
Ошибочные |
22,2 |
17,6 |
0 |
16,7 |
0 |
25,0 |
|
Неопределенные |
0 |
5,9 |
0 |
0 |
0 |
8,3 |
|
|
Предприятия Мингео УССР |
|
|
|
|
||
Распознанные |
75,0 |
86,7 |
91,7 |
78,4 |
82,2 |
73,0 |
|
Ошибочные |
4,2 |
0 |
0 |
5,4 |
4,4 |
10,8 |
|
Неопределенные |
20,8 |
13,3 |
8,3 |
16,2 |
13,4 |
16,2 |
|
Расчеты проводили по программе, составленной во ВНИИКРнефти для ЭВМ ЕС-1050. Погрешности первого и второго ряда при нимали равными а = р= 0,2.
Менее высокий уровень вероятности распознавания прихватов по Укрнефти объясняется тем, что вектор состояния характеризовался
лишь 18 факторами по сравнению с 23 для |
предприятий Мингео |
УССР. Полученные данные подтверждают, |
что диагностические |
таблицы позволяют с достаточно высоким уровнем вероятности рас познать вид прихвата.
74
Диагностирование начинается со сравнения двух любых типов прихватов, а после отнесения прихвата к одному из них переходят
ксравнению распознанного типа с тем, который еще не участвовал
вдиагностировании. Тип прихвата считается распознанным, если диагнозы двойной проверки совпадают. В противном случае распоз нать тип прихвата невозможно, что свидетельствует о необходимос ти пополнения статистического материала при прихватах и внесе нии новых данных в диагностические таблицы.
Проиллюстрируем процедуру диагностирования категории при хвата на примере скв. 1 Надворной объединения Укрнефть. Состоя ние скважины в момент прихвата характеризовали следующие фак
торы: местонахождение долота в момент прихвата — 3580 м, |
тип |
|
породы — глина, |
пластовое давление — 35,5 МПа, перепад давле |
|
ния— 10,5 МПа, |
плотность бурового раствора— 1280 кг/м3, |
вяз- |
v кость по СПВ-5—130 с, CHCi/10—18/60 дПа, водоотдача—6,5 см3, длина УБТ в компоновке низа бурильной колонны— 15 м, за зо р - 33 мм; искривления ствола скважины — нет; температура — 93°С, понизителей вязкости — нет, ингибирующая добавка — соль, содер жание нефти— 12%.
Примем ошибки первого и второго рода равными 0,1, что означа ет допущение 10 ошибок на 100 случаев прихватов. Тогда разреша ющие границы при классификации А и В будут равны ±9,55, так как А = 10 (1—а)/р и £ = 1 0 а/(1—р); когда сумма ДК достигнет той или другой величины порогов, делают заключение о принадлеж ности прихвата к одной из категорий.
Пользуясь таблицей и суммируя ДК для прихватов I—II кате горий, получаем 10,1 на двенадцатом шаге; суммы ДК для прихва тов I—III и II—III категорий соответственно равны— 11,5 на девя том шаге и — 10,4 на восьмом. При сравнении типов прихватов I— II категорий рассматриваемый случай прихвата относится к I; I—III категорий — к III и II—III категорий — к III. Следовательно, с вероятностью 0,9 можно утверждать, что в данной скважине наи более вероятен прихват III категории, т. е. прихват, вызванный су жением, ствола скважины.
Изменив ряд управляемых параметров, можно добиться умень шения вероятности возникновения прихвата. По диагностическим кость по СПВ-5—130 с, CHCi/ю—18/60 дПа, водоотдача—6,5 см3, зазоре 22 мм, если уменьшить содержание нефти до 6% и заменить понизитель водоотдачи гипан на КМЦ в сочетании с КССБ, а также исключить из обработки ингибирующую добавку соль, получим сум му ДК для I — 11,1 — III и II — III категорий соответственно +3,2—0,5 и —5,4. Эти значения сумм ДК находятся в зоне неопре деленности, т. е. вероятность прихвата путем изменения ряда тех нологических параметров бурения снижена до минимума.
Диагностическая процедура позволяет не только распознать прихватоопасную ситуацию (в том числе и на стадии проектирова ния), но осуществить диагностику уже происшедшего прихвата, что очень важно при выборе способа его ликвидации. На любой стадии
7 5