Материал: Прихваты колонн при бурении скважин

ван эксперимент, при проведении которого в растворы различной плотности добавляли 10, 15 и 25% нефти и замеряли удельную силу страгиваиия трубы по корке. В качестве базового использо­ вали буровой раствор плотностью 1070 кг/м3, в который для по­ лучения определенной плотности вводили барит.

В результате экспериментов и обработки полученных данных методом наименьших квадратов получена зависимость

сопротивления, связанных с взаимодействием трубы и фильтра­ ционной корки, следует с повышением плотности раствора увели­ чивать концентрацию в нем нефти. Так, для бурового раствора плотностью 1400 кг/м3 рациональное содержание нефти составля­

1350 кг/м3. После дополнительного диспергирования коллоидаль­ ность растворов составила соответственно 2,0, 6,2 и 9,6%. Замеры показали (рис. 6), что при недостаточной коллоидальности раство­ ра (до 4—5%) прихватоопасность значительно выше, чем при коллоидальности 6%. Практически для предупреждения прихва­ тов нецелесообразно повышать коллоидальность более 6%.

21

Исследования показали, что различные реагенты по-разному влияют на прихватные свойства раствора. Так, по сравнению с УЩР для растворов, обработанных реагентами метакрилового ря­ да (гипаи, метас), сила страгивания оказалась на 20—40% ниже.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТОРОВ, ОБУСЛОВЛИВАЮЩИХ ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ ТРУБ ПОД ДЕЙСТВИЕМ ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ

Сила прихвата труб под действием перепада давления зависит от многих факторов, которыми определяются геолого-технические условия бурения: перепад давления А р, содержание твердой фа­ зы в буровом растворе т, проницаемость приствольной зоны /г, температура Г, содержание смазочных веществ в буровом раство­ ре п, реологические свойства раствора, площадь контакта труб со стенками скважины и др.

Многочисленными исследованиями установлено влияние каж­ дого из этих факторов в отдельности на возникновение прихвата, однако значительный интерес представляет комплексное воздей­ ствие их. Как показывают исследования, при экстремальных зна­ чениях k и п, например при снижении проницаемости пород в приствольной зоне «иже определенного уровня либо при значи­ тельном содержании в буровом растворе смазочных веществ, при­ хваты труб под действием перепада давления не происходят. На практике в большинстве случаев прихваты не возникают при определенных количественных сочетаниях других факторов.

С целью определения факторов, обусловливающих возникнове­ ние прихватов труб под действием перепада давления, совместно с М. А. Галимовым, проанализирован промыслово-геофизический материал по 92 (из 360) представительным случаям оставления колонн труб без движения в скважинах объединений Краснодар­ нефтегаз и Кубаньгазпром. Для выделения факторов, определяю­ щих прихватоопасную ситуацию, использовался метод ранговой классификации. При этом анализировались факторы, влияющие «а образование прихвата, и не учитывались те, которые заведомо не влияли на прихват этого типа, например: продолжительность строительства скважины, время перебуривания интервала, данные о подаче насосов. Выбор метода для анализа обосновывался тем, что результаты расчетов незначительно отличаются от соответст­ вующих данных, определенных на основе статистического анализа, например диагностической процедуры, особенно если учесть отно­ сительно невысокую точность исходных данных.

В качестве входных параметров выбраны следующие факторы: Х\ — глубина, соответствующая верхней границе прихваченных труб или УБТ, м; Хг — мощность проницаемых отложений в интер­ вале, соответствующем оставленным УБТ, м; Хз— отношение диа­ метров УБТ и скважины; х^ — плотность бурового раствора, кг/м3; Хз — водоотдача, измеренная на ВМ-6, 10~6 м3; х5— СНС раство­

22

но, 1— трубы извлечены с затяжкой, 2 — трубы прихвачены.

Для выбора информативных параметров были построены зави­ симости у = у (*!) и затем отобраны те, у которых отмечена тен­ денция роста или убывания значений с ростом у. Имформативными оказались факторы х2, Х5, х7, х8, х9, Хм, Х\\. Для ранжирования этих параметров диапазон их изменения разбили на семь интер­ валов, т. е. Х2 (1—20; 21—50; 51—700; 71—100; 101—150

1—1,5; 1,6-3,5; более 3,5); х8 (5—15; 16—30; 31—38; 39-55; 56—

метров на интервалы. Учитывая корреляцию х9 с Хю, просумми­

23

ет, что только при осредненной по мощности проницаемости пород ниже 0,5* 10-15 м2 можно исключить прихватоопасные ситуации при наличии дифференциального давления (число случаев остав­ ления колонны труб без движения для различной проницаемости составило: 0—0,5~15м2—11; 0,6—1 -10~15м2—13; 1,1—5-10~15м2—9; 6—20Х Ю-15 м2—9; 21—40-Ю"15 м2—10).

Под осредненной по мощности проницаемостью подразумевает­ ся величина kcp

я-го пропластка, м2.

На Майкопской площади при бурении скв. 71, 77, 79, 86, 124, 140 после вскрытия нижнемеловых отложений возникали прихва­ ты под действием перепада давления, составляющего 2,7— 4,9 МПа. Анализ геофизических данных и кернового материала по разрезу скважин (ниже верхней границы прихвата УБТ) пока­ зал, что на общую длину прихваченных УБТ (80—147 м) прихо­ дится лишь 21—25 м проницаемой толщи пород. Буровой раствор,

25