Материал: Прихваты колонн при бурении скважин
х5— статическое |
напряжение сдвига бурового |
раствора через |
10 мин при нормальных условиях, дПа; |
расстояние от |
|
А'6 — длина зоны |
прихвата, определяемая как |
|
верхней границы прихвата до долота либо, согласно анализу гео физического материала, по мощности проницаемых отложений, м; а'7— перепад давления между скважиной и пластом, МПа;
*8 — время от момента фиксации прихвата до закачивания иефтн, ч;
х9 — усилие на колонну труб сверх ее веса в момент страгивания, Н;
Jtio — стратиграфический горизонт: I — эоцен, II — палеоцен,
III— нижний мел, IV— юра;
Л'п —перепад давления между скважиной и пластом после за
качивания нефти, МПа; |
|
|
|
|
а12— разность между Л'г и х3; |
|
|
||
Х)з— разность между Ху и Хц. |
|
|
||
Все факторы, кроме |
л'ю, разбивали на три интервала: |
|||
х, (1000—3000; |
3000—5000; |
1000—5000); |
х2 (0,161—0,214; |
0,243- |
<3,269; 0,295—0,346); х3 (0,114—0,14; 0,146—0,178; 0,203); л'4 (1,18—
1,49; 1,5-1,8; |
1,81—2,0); |
хъ (3—40; 41—80; 81—120); |
х6 (0—70; |
|||||
71—140, |
141—210); х7(30—80; |
81—130; |
131—180); |
х8 (5—40; |
41— |
|||
76; 77—112); |
х9 (40—57; |
58—74; 75—91); хп (10—50; |
51—100; |
|||||
101—140). Для выявления степени влияния отдельных факторов с глубиной прихвата дисперсионный анализ проводили для следую
щих интервалов: 1000—3000; 3001—5000; 1000—5000 м. |
|
|
|||||||||
Анализ результатов исследований, |
приведенный в табл. 47 в |
||||||||||
порядке значимости, позволяет |
выделить |
в качестве |
снльнодей- |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 47 |
|
Интервал, м |
Критерий |
Интервал, м |
Критерий |
Интервал, м |
Критерий |
||||||
|
|
значимости |
|
|
значимости |
|
|
значимости |
|||
1000—3000 |
Q |
Q |
3000-5000 |
|
QT 1000--5000 |
% |
QT |
||||
*5 |
|
3,94 |
3,3 |
*7 |
*7 |
13,82 |
5,76 |
х- |
|
5,9 |
4,9 |
*8 |
3,7 |
5,0 |
*5> |
10,9 |
4,2 |
Х 13 |
|
5,5 |
4,9 |
||
*3» |
3,0 |
3,1 |
*2» |
*5 |
10,1 |
4,3 |
х5‘, |
*13 |
5,3 |
3,1 |
|
*ю; |
*13 |
2,7 |
3,1 |
*5> |
*12 |
9,3 |
4,4 |
Х-- |
* 7 |
3,9 |
2,93 |
|
|
|
|
*5; |
*13 |
7,94 |
4,3 |
х7; |
*7*13 |
3,8 |
3,2 |
|
|
|
|
*3>*5 |
7,7 |
4,3 |
3.4 |
2,9 |
|||
|
|
|
|
*7 ’ |
*12 |
8,0 |
4,3 |
|
*13 |
3,4 |
3,34 |
|
|
|
|
*5 |
|
7,6 |
5,8 |
X i , |
*5 |
3,3 |
2,9 |
|
|
|
|
*4*1 XQ |
8,34 |
4,4 |
Х ц \ |
*13 |
3,1 |
2,7 |
|
|
|
|
|
х3; |
х7 |
7,6 |
4,3 |
хп\ |
*8 |
3,6 |
3,34 |
|
|
|
|
*4 |
^*1*2 |
7,3 |
4,6 |
X i |
|
4,1 |
4,9 |
|
|
|
|
х5 |
6,5 |
5,8 |
*5 |
|
4,0 |
4,9 |
|
|
|
|
|
*4» |
7,1 |
4,2 |
хц |
|
3,6 |
4,9 |
|
|
|
|
|
Ха у А-з |
7,2 |
4,6 |
A-7; |
*10 |
2,9 |
3,34 |
|
сти ^ 1имечание> QB— вычисленный; QT— теоретический при уровне значимо-
<32
да давления Дро н средневзвешенного распределенного по толщине
корки Ар, т. е. (Др0-Др®).
Используя данные работы [33], оценим сжатие корки толщиной
И = 10~2 м, сформированной |
при перепаде |
давления 3 МПа, |
|
Ар — 1,5 МПа: |
|
|
|
АН = 0 , 0 1 6 1 • 1 5 • 1 0 ~ 2 = 2 , 4 • К Г 3 |
м . |
( 7 9 ) |
|
Ширина полосы контактной |
поверхности |
труб |
с коркой при |
этом уменьшается. При условии, что труба внедрена |
в указанную |
||
Рис. |
22. |
Распределение |
поро- |
Рис. 23. |
Распределение давления |
||
вого давления р (г) |
по толщи |
в приствольной зоне пласта после |
|||||
не |
фильтрационной корки: |
проникновения в |
нее нефти: |
||||
го и |
гс — расстояния |
от |
центра |
/ — нефть; |
2— фильтрационная корка; |
||
•скважины |
соответственно |
до по |
|
3 — пласт |
|||
верхности корки н стенки скважи- |
|
|
|
||||
ны; |
/ — буровой раствор; 2— филь |
|
|
|
|||
трационная корка; |
5 — пласт |
|
|
|
|||
корку на 5-10-3 м, для сочетания |
диаметров труб |
и скважины |
|||||
0,178 и 0,214 м это |
снижение составляет |
0,029 м |
(с 0,146 м до |
||||
0,117 м), или 20%. |
|
|
|
|
|||
Необходимо отметить, что после замены в скважине бурового раствора нефтью вязко-пластичный слой в застойной зоне превра щается в корку. Таким образом, для наиболее распространенного типоразмера скважины и труб уменьшение площади контакта не
значительное. |
в фильтрационной |
Согласно другим данным (М. К. Сеид-Рза), |
|
корке после ее контакта с нефтепродуктами |
появляются трещи |
ны. Через микротрещины нефтепродукты из затрубного простран ства проникают в приствольную зону, и вследствие этого давление в скважине и пласте выравнивается, что является определяющим ■фактором освобождения прихваченных труб [21].
Оценим объем нефти, проникающий в пласт при установке неф тяной ванны, при следующих условиях: р = 0,2-4-0,3 — отношение
вязкостей пластового |
флюида в нефти; |
pK—RiJRc —Ю4-ь5-104— |
|
■отношение радиусов |
воронки депрессии |
и скважины: рс— ро= |
|
= 24-10 МПа — перепад давления в системе |
скважина — пласт; |
||
Рн — Ро—l-f-5,5 МПа — превышение давления |
в нефтяной части |
||
134
