Солнечная электростанция 30кВт - бизнес под ключ за 27000$

15.08.2018 Солнце в сеть




Производство оборудования и технологии
Рубрики

РАСЧЕТЫ ПО ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ И КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

Поглощение буровых и тампонажных рас­творов может быть вызвано наличием в горных породах кана­лов (например трещин, пустот, каверн) и гидравлическим раз­рывом пород при значительном превышении гидростатического давления над пластовым.

Основные мероприятия по предупреждению и ликвидации по­глощений приведены в табл. 18.1.

Способ предупреждения и ликвидации поглощения выбирает­ся в зависимости от характеристик поглощающего горизонта. Относительное давление в поглощающем горизонте

Ро = ^А:.г 1г^ (18.1}

,г Ръ

^Рб. р^Рв — плотность соответственно бурового раствора и во — Ды(вкг/м3); 1гп Г — глубина поглоща. ющего горизонта, м; кс1 — высота снижения уровня жидкости (статический уровень), м.

Пример 18.1. В скважине на. глубине Н = 400 м в результа — Те поглощения бурового раствора плотностью р6 р = 1220 кг/м3 Уровень жидкости снизился на /гст = 90 м. Требуется найти от­опительное давление в поглощающем горизонте.

^Решение. Относительное давление вычисляется по формуле

ро а 1220(400 — 90) _

400 • 1000 ’ ‘

Положение статистического уровня воды в скважине при за — е Глинистого раствора водой устанавливается из выражения

«* * — к, (18.2)

^ ь,

^ ‘е — высота столба воды,

г я б Л И ц а | ^

Мероприятия по предупреждению и ликвидации П0ГЛОЩеНи^

Регулирование и ограниче — ч-ение давления раствора на проницаемые горные породы

Повышение гидродина­мического сопротив­ления при поступле­нии в породу раст­воров по открытым каналам

Ликвидация погл0щ ний растворов в скважине

Использование буровых растворов с минимально возможной плотностью Применение аэрированно­го бурового раствора Регулирование реологиче­ских свойств бурового рас­твора с целью снижения потерь напора в кольцевом пространстве при цирку­ляции

Регулирование подачи бу­рового раствора с целью снижения потерь напора в кольцевом пространстве Переход с турбинного спо­соба бурения на ротор­ный для уменьшения пода­чи бурового раствора Ограничение величины ги­дродинамических импуль­сов давления при спуске инструмента путем сниже­ния скорости спуска бу­рильной колонны Разработка конструкции бурильной колонны, поз­воляющей снизить гидрав­лические потери напора в кольцевом пространстве Использование газообраз­ных агентов (пены, тума­на) и продувки воздухом в подходящих для этого условиях

Регулирование свойств растворов с целью повыше­ния интенсивности загустевания по­сле поступления в каналы горной породы

Введение в раствор инертных наполни­телей для снижения проницаемости по­род

Закачка “мягких пробок” (тампона)

К ол ь матаци я к ан а — лов в проницаемых и мелкотрещипопа- тых твердых не под­верженных обвалам породах в процессе бурения

Намыв наполшггёГ» лей на воде пли бу­ровом растворе Намыв наполните­лей для снижения интенсивности ЛОГ — л още н и я з ак ачкой тампонажных смесей

Тампонирование пог­лощающего гори­зонта

Спуск обсадной ко­лонны

И6 р — высота столба раствора в скважине; /ісі — статически1 уровень раствора в скважине.

Пример 18.2. Определить, как изменится статический УР^ вень в скважине при замене глинистого раствора водой ДлЯ дующих условий: глубина скважины Н — 617 м, плотность і ^ нистого раствора рб р — 1240 кг/м3; статический уровень 1 твора в скважине /гс1 = 125 м.

решен не. Высота столба, раствора, в скважине __ Я — Леї = 617 — 125 = 492 м.

рьісота. столба, воды но формуле (1,8.3)

, = 492• 1240/1000 = 610 м.

т

Положение статического уровня воды в скважине

hcl =617-610 = 7 м.

Плотность жидкости для замены в скважине раствора с та­ким расчетом, чтобы статический уровень был на устье, вычи­сляется ИЗ уравнения

pi =(Н — h. cl)pc,.p/H. (18.4)

Пример 18.3. При бурении под кондуктор в скважине глу­биной Н — 487 м статический уровень раствора плотностью рбр = 1210 кг/м3 составлял /гс1 = 27 м. Какова должна быть плотность бурового раствора, чтобы статический уровень был на устье?

Решение. По формуле (18.4)

Pl = (487 — 27)1210/487 = 1143 кг/м3.

Если рост р6 р обусловлен переходом части выбуренной поро­ды в активную твердую фазу, то восстановить ее можно разба­влением раствора водой с введением соответствующих реаген­тов.

Объем добавляемой воды на, единицу объема раствора V6/p (м3) для уменьшения плотности от р6 р до р’6 вычисляется IIO формуле (8.10).

Плотность бурового раствора, обеспечивающая нормальную Циркуляцию при поглощении, определяется из уравнения

fts.P2 = кр6 р ] (h„ — hc)/hn, (18.5)

гДе к = 0,85 — коэффициент запаса; h„ — глубина нахождения *Ровли поглощающего горизонта, м.

Пример 18.4. Глубина нахождения кровли поглощающего Пласта hn = 293 м; глубина положения статического уровня — с ‘ 5 м; плотность бурового раствора. рбр1 = 1200 кг/м3. Пределить плотность бурового раствора, который должен обес — еЧить нормальную циркуляцию при поглощении.

Решение. По уравнению (18.5) находим плотность раствора.

Ча = 0,85-1200(293 — 5)/293 = 1003 кг/м3.

г ® Ьі в о д. Для осуществления нормальной циркуляции доста — Узаменить циркулирующий буровой раствор водой при °вии, если это позволяет геологический разрез скважины.

Объем бурового раствора, (в м3), который поглотила скъ на, ‘ Ва**-

«■=**■ , (18.6,

где 5 — площадь приемной емкости, м-; к — высота снижен уровня в емкости, м. 1111

Интенсивность поглощения (в м3/ч)

<51 =<560/1.,

где I — время (в ч), за которое уровень в емкости снизился на величину /г..

Пример 18.5. При вскрытии трещиноватых и ошлакован­ных базальтов четвертичного возраста произошло поглощение бурового раствора (воды). В процессе бурения при работе насо­са за время < = 45 мин уровень в емкости, площадь основания которой 5 = 9 м2, снизился на /г = 0,6 м. Найти объем воды который поглотила скважина, и интенсивность поглощения.

Решение. Объем бурового раствора, который поглотила скважина, находим по формуле (18.6)

<5 =9-0,6 =5,4 м“/ч.

Интенсивность поглощения по формуле (18.7)

<51 = 5,4-60/0,75 = 432 м3/ч.

Коэффициент поглощающей способности при полном погло­щении бурового раствора

Л’п. с = (2х1^Ь, ст — кдии, (18.8)

где /гдин — динамический уровень раствора в скважине, м.

Классификация зон поглощения в зависимости от величины Кп. с приведена ниже.

Коэффициент Кпх 1 1-3 3-5 3-15 15-25 >25

Классификация зон

поглощения … Г II III IV V

Поглощение. . . Частичное Полное Интенсивное Катастрофическое

Пример 18.6. Замеры уровней в скважине дали следующие результаты: статический уровень на расстоянии Лст = от устья. При работе одного пасоса У8-6МА2 при (} = 17 л/ (или 61,2 м3/ч) динамический уровень установился на глубине /г, Д11Н = 109 м. Определить коэффициент поглощающей способно сти, характеризующий пропускную способность зоны поглоШе ния. е.

Решение. Коэффициент поглощающей способности ОПР ляется по формуле (18.8)

К п. с = 61,2/^117 — 109 =21,7. 412

дри частичном поглощении коэффициент Кп с определяется йз выражения

,, ^дх/х/Лст+Рк. пЮ, (18.9)

Дя-С

— — гидравлические потери в кольцевом пространстве при

лжении раствора от зоны поглощения к устью скважины, МПа

?оиределение Рк п пРиведано в гл — и)-

При определении необходимой плотности АБР можно вос — „ользоваться формулой (4.5).

Максимальная скорость спуска бурильного инструмента с це­лью предупреждения поглощения бурового раствора определяет — с# из выражения

_ (Рг — Рпл)(-Рд — й2)

** " 3300/г^ ’ (16Ли]

где рс — гидростатическое давление бурового раствора, МПа; рт — пластовое давление, МПа; Вд — диаметр долота, м.; (1 — диаметр бурильных труб, м; т] — пластическая вязкость буро­вого раствора, Па-с.

Пример 18.7. Вычислить максимальную скорость спуска, бурильной колонны при следующих условиях: глубина залега­ния поглощающего горизонта /гп = 947 м; диаметр долота 1)д = 0,2159 м; диаметр бурильных труб с1 = 0,146 м; пластовое да­вление рпл — 9,8 МПа; плотность бурового раствора рб р = 1170 кг/м3; динамическая вязкость раствора т] = 0,02 Па-с.

Решение. Предварительно рассчитывается гидростатиче­ское давление столба раствора по формуле (2.10)

Рг = 1170 -9,81- 947 = 10,87 МПа.

Тогда по формуле (18.10)

. (10.87 — 9,8)10б(0, 21592 — 0,1462)

V = -—;———— ^————————— 2—— = 0,41 м/с

3300-947-0,02 ’ ‘

Одним из наиболее эффективных способов изменения харак­теристики поглощающего горизонта является применение заку- РИвающих материалов — наполнителей, которые в зависи — сти от условий бурения конкретной скважины добавляют в Ркудирующий буровой раствор, или проведение разовой

за-

зону поглощения порции специальной жидкости с на — Отелем [29]. Первый прием можно реализовать с профилак­тикой целью перед вскрытием зоны поглощения.

^ Применяют наполнители трех разновидностей: волокнистые 0е волокно, обрезки нитей, кожа-“горох” и др.); чешуй-

116 (слюда-чешуйка, обрезки целлофана и др.); зернистые

в

(ореховая скорлупа, керамзит, перлит, песок, частицы рез^ пластмасс и т. п.). Ьг>

Большинство наполнителей, которые добавляют к буров раствору, позволяют закупоривать трещины размером не б</ ^ б мм. В табл. 18.2 приведен перечень добавок и их рациональ^ содержание в буровом растворе. е

Наполнитель доставляется двумя способами: намыв наполнителя через открытую бурильную колонну с установленной на ней воронкой;

намыв наполнителя по закрытой нагнетательной линии. Подача наполнителя по открытой бурильной колонне с вороц. КОЙ Применяется при условии, ЧТО статический уровень ЖИДКО — сти в скважине находится на глубине не менее 50 м. Для то­го чтобы пульпа с наполнителем поступала в пласт, ее сред­няя плотность должна превышать плотность пластовой воды. Основное преимущество способа намыва через воронку состоит в том, что можно вводить наполнитель с большим размером ча­стиц. Он ограничен только внутренним диаметром бурильной колонны и не должен превышать 1/3 внутреннего диаметра в наиболее узкой части.

При подаче наполнителя по второму способу применяется бу­ровой насос или цементировочный агрегат. По сравнению с пер­вым способом в этом случае приходится использовать наполни­тель с меньшим размером частиц. Допустимый размер части при подаче буровым насосом до 25 мм, а при подаче цементиро­вочным агрегатом до 15 мм.

Таблица 18.2

Рациональные добавки некоторых наполнителей в буровой раствор (по данным ВНИИБТ)

Наполнитель

Количество наполнителя дЮ, кг/м3, при бурении

турбинном

роторном

Древесные опилки

2-Ю

Целлофан

0,1-1,0

1-3

Слюда-чешуйка

0,1-2,0

2-7

Кордное волокно

0,1-0,2

0,2-5,0

Кожа — “горох”

0,1-0,5

0,5-7,0

Резиновая крошка размером,

мм:

<1

0,1-2,0

1-5

2-3

1-5

Подсолнечная лузга

0,1-0,5

0,5-5

Керамзит (<5 мм)

0,5-5

Ореховая скорлупа (2-8 мм)

физико-химическая кольматация наряду с нредупреждеии — логлощений при бурении позволяет следующее: изолировать Поносные пласты в продуктивной толще; снижать вероятность

8 ЛХБата из-за перепада давления; обеспечивать большую глу — вскрытия массивной газовой залежи и условия пементиро-

обсадной колонны без поглощения.

‘ Закачивать тампонажную смесь в зону поглощения по сТ„олу скважины рекомендуется в следующих случаях: интен­сивность поглощения не менее 30 м3/ч; зона поглощения распо­ложена на глубине кп ^ 2000 м, а выше нее нет высокопроница — емЫХ пластов; необсаженный ствол скважины сложен устойчи­выми породами.

Тампонажную смесь подают в скважину через спущенную в вее бурильную колонну или отвод превентора. Для предупрежде­ния разбавления тампонажной смеси водой перед смесью и после н§е в скважину закачивают вязкоупругий разделитель (высоко­вязкий глинистый раствор; смесь на основе бентонита и поли­акриламида и др.), объем которого равен объему 50-100 м ствола скважины.

При тампонировании твердеющими тампонажными смесями I нетвердеющими пластическими смесями необходимо создать непроницаемый для бурового раствора прочный экран, кото­рый должен противостоять репрессии при последующем буре­нии скважины, включая крепление ствола очередной обсадной колонной.

В настоящее время известно большое число рецептур тампо — нажных и быстросхватывающихся смесей (БСС). Наиболее рас­пространенные из них приведены в табл. 18.3.

Таблица 18.3

Состав смеси

Подпись: Состав смесиНаименование смеси

Цементно-

Йп» ЦСК

^ИИКР,

1)1яРоцементная смесь

Подпись: Цементно- Йп» ЦСК ^ИИКР, 1)1яРоцементная смесь

-смоляная

Подпись: -смоляная

Быстросхватывающийся гельце — ментный раствор, разработанный 8 “олгоградНИПИнефти

^Мпонажиая смесь с высокой ^Дачей, разработанная во

компози-

йгт,. ЦСК-1, разработанная во

НИИКр„ефхи

ъо~

В массовых частях: тампонажныи цемент 70, глинопорошок 30, вода 80- 100 и сернокислый глинозем 3-4. Для улучшения закупоривающих свойств в смесь вводят 5-10 % наполнителей Цементный раствор плотностью 1350-1450 кг/м3 и бентонитовый раствор плотностью 1180-1200 кг/м3 в соотношении 1:2 или 1:1 Тампонажный цемент с добавкой эпоксидной смолы ТЭГ-1 и отвердп — теля полиэтилен-иолиамина Дизельное топливо 30-40 %; ПАВ

0, 5-1 %; ускоритель от массы цемен­та до 6 %

Состав смеси

Подпись: Состав смеси

1000-

Подпись: 1000- РАСЧЕТЫ ПО ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ И КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

Бентонитовый глинопорошок

Подпись: Бентонитовый глинопорошок

Наименование смеси

Соляроцементно-бентонитовая

смесь

Соляро-бентонитовая смесь Тампонажная смесь СКМ-19 Тампонажная смесь ТС-ФА

Тампонажные смеси на осно­ве малоконцентрированных ла- тексов (СКМС-ЗОАРК, ДВХБ-70, ДВМП-ЮХ и СПС-ЗОИКПХ), раз­работанные во ВІШИБТ

Вязкая тампонажная паста Гипаноглинистая паста

Соляроцементная паста

Цементно-глинистая паста

Гипаноцементная паста 1200 кг; цемент 300-500 кг; Пдд д 1 % от массы смеси на 1 м3 дизед ‘

ного топлива

Глинопорошок и дизельное ТОПЛИВО соотношении 1000-1500 кг на 1 щ3 диВ зельного топлива

Мочевиноформальдегидная смола М-19-62, отверждаемая 30 %-ньщ водным раствором хлорида железа Водонерастворимый фурфурол-аце — тановый мономер ФА плотностью 1090-1170 км/м3, отверждаемый 30 %-ным раствором хлорида, железа Сухого вещества 25-30 %. коагули­рующего в водном растворе хлорида кальция с образованием плотной ре — зинонодобной массы. Перед использо­ванием латексы структурируют вве­дением в них 0,5Г1% к массе порош­кообразной КМЦ при круговой цир­куляции латекса или использованием 5-7 % водных растворов КМЦ. Раци­ональная добавка наполнителей 100— 120 кг на 1 м” латекса Бентонит 60 %; вода 40 %; хлорид кальция 1,5 %

Глинистый раствор, приготовлен­ный на 15-20 %-ном растворе хло­рида кальция; раствор гшгана 8- 10%-ной концентрации с добавкой наполнителя

Цементный раствор на водной осно­ве плотностью 1800 кг/м"1; соляроне_ ментный раствор плотностью 1200

1450 кг/м3

10-

Воднощелочной раствор метаса 15 %; цементная суспензия, пригото вленная на водном растворе хлор11^ да кальция при водоцементном ношении 0,4-0,5. Соотношение ко^_ понентов (по массе): тампонаж

цемент 100, метас 0.125-0,5, хлор1 кальция — 5, вода — 40-50 ^

Соотношение компонентов (п0 я се): тампонажный цемент 100, г ^

0, 7-1, хлорид кальция 3-5, вод^^—"’

Объем тампонажной смеси для заполнения поглощающего аста мощностью hn r на расстояние /0 можно вычислить по формуле [29]

у^с = — ккп, эК, г{11 — г2с), (18.11)

где ^п. э — коэффициент эффективной пористости пласта; гс — дднус скважины, м. расстояние /0 принимают равным

k =гс + (0,5-1). (18.12)

Пример 18.8. Подсчитать количество тампонажной смеси, хребуемой для ликвидации поглощения бурового раствора в из­вестняках при следующих условиях: мощность зоны поглощения /[пг = 15 м; фактический диаметр скважины по данным профи — пеметрии = 400 мм (400-10-3 м); коэффициент эффективной гористости пласта по данным исследований кл э = 0,21. Решение. По формуле (18.12) находим

ID = 0,2+0,75 = 0,95 м.

Объем тампонажной смеси находим из выражения (18.11)

= 3,14-0,21-15(0,952-0,22) = 8,53 м3.

Объем тампонажной смеси для цементного моста принимает­ся равным

Кг. с =^цм + /*■!, (18.13)

гДе Кд. м — объем ствола скважины (объем цементного моста) против зоны поглощения; hi = 20 + 30 м — расстояние выше кровли поглощающего пласта.

Для инженерных расчетов объем тампонажной смеси находят И выражения

^ = 5УЦ. М. (18.14)

Глубина установки конца бурильных труб с целью закачки ТаМпонажпых смесей в пласт определяется по формуле

^.т = К-(ртс1гъп/рбр), (18.15)

h„ — глубина залегания зоны поглощения; рт с — плотность аМдонажной смеси; h3 п — мощность зоны поглощения, м. Пример 18.9. Зона поглощения мощностью 37 м залегает на Убине 725 м. Определить глубину усталовки конца бурильных РУбдля закачки в поглощающий горизонт БСС, если плотность ],Р°в°го раствора и закачиваемой БСС соответственно р6 р = 180 кг/м3 и рт, с = 1720 кг/м3.

Ко ние — Подставляя исходные данные в формулу (18.15),

^УЧаем hK. T = 725—(1720-37/1180)^671 м.

Рассматриваем подсчет суммарного объема всех компонент тампонажной смеси того или иного состава. в

Пример 18.10. Определить суммарный объем всех коцц0 центов соляроцементно-бептонитовой смеси, имеющей на 1 3 дизельного топлива следующий состав (в кг): бентонитовый гли нопорошок 1200; цемент 500; ПАВ (сульфонол НП-1) 15; жцдКо’ стекло 40. е

Решение. Принимая значения плотности сухого тампона* ного цемента ри = 3100 кг/м3; бентонитового глинопор0ШКа р6 г = 2700 кг/м3; сульфонола рпав = 1020 кг/м3 и жидкого стекл — Рж. с = 1410 кг/м3 находим объемы всех компонентов

Уг5 г = т6г/р&г = 1200/2700 = 0,44 м3;

К, = Шц/рц = 500/3100 = 0,16 м3;

Кап = т„лв/рпле = 15/1020 = 0,015 м3;

Кк. с = т-жс/Рж. с = 40/1410 = 0,028 м3.

Суммарный объем всех компонентов по заданному рецепту

= 0,44+0,16+0,015+0,028+1 = 1,643 м3.

При отсутствии данных гидродинамических исследований мероприятия по ликвидации поглощения могут быть выбраны по интенсивности поглощения (табл. 18.4) [4].

Точное определение количества и качества тампонажной сме­си затруднено из-за отсутствия достоверных сведений о геоло­гическом строении пласта. ВолгоградНИПИнефть рекомендует [4] выбрать исходную пластическую прочность смеси и размер частиц твердой фазы или наполнителя по величине раскрытия поглощающих каналов, а расход тампонажных материалов в за­висимости от интенсивности поглощения:

Раскрытие каналов,

мм…………………………….

Пластическая проч­ность в канале зака­

0,25

1-5

5-20

>20

чивания, кПа…. Размер частиц твер­дой фазы или напол­

0,3-0,4

0,5-1,0

2-5

5-10

нителя, мм………………..

Интенсивность погло­

0,1-0,5

0,5-2,0

2-7

>7

200

35-45

щения, м’/ч… Расход тампонажных

2-3

10 30

50

100 150

материалов, т…

5-7

7-10 10-15

15-20

20-25 25-35

Доставка изоляционных смесей в зону поглощения может пР° изводится по стволу скважины, по бурильной колонне с пакер и без него, с помощью специальных желонок и контейнеров-

Мероприятия по ликвидации поглощений

Катего­рия по­гло­щения

Подпись: Категория погло-щения

Объем напол­нителя, . з

Подпись: Объем напол-нителя, . з

Интен­

сивность

погло­

щения

м3/ч

Мероприя­тия по лик­видации

Изоляцион­ный ма­териал

Объемная доля напол­нителя в жидкости,

%

Объем на — гнетания жидкости или там- ионажиой

смеси,

з

м

0-10

Ввод на­

Комбина­

2-5

полнителей

ция напол­

в раствор

нителей

и переход

размером

на роторное

2 мм

бурение

При бурении с промывкой водой

0

1

о

Ввод на­

Комбина­

2-5

полнителей

ция напол­

в раствор

нителей

и переход

размером

на роторное

2 мм

бурение

Переход

То же

2-5

на бурение

роторным

способом

с промыв­

кой мало­

глинистым

буровым

раствором

с наполни­

телем

10-50

Закачива­

Комбина­

5-6

30-40

ние там­

ция напол­

пон ажной

нителей

смеси

размером

2-5 мм в

растворе

Комбина­

5-6

30-40

ция напол­

нителей

размером

5-8 мм в

растворе

При бурении с промывкой буровым раствором

6-10

6-10

6-10

1,5-2,5

1,5-2,5

Объем на­

К атего-

Интен­

Объемная

гнетания

°бъем напод. нителя м3 ’

рия по — гло щения

сивность

погло­

щения,

м3/ч

Мероприя­тия по лик­видации

Изоляцион­ный ма­териал

доля напол­нителя в жидкости, %

жидкости или там­пон ажной смеси, м3

Тампонаж­

4-5

12-16

°.5-0,8

ная смесь с

наполните­

лями разме­

ром ‘2-3 мм

3

>50

Намыв

наполните­

лей

Комбина­ция напол­нителей размером 4-5 мм в растворе плотно­стью 1080— 1150 кг/см3

8-10

<100

8-Ю

Комбина­

10-12

<100

10-12

ция напол­

нителей

размером

8-10 мм в

растворе

плотно­

стью

1080-

1150 кг/м3

0,8-1,0

Закачива­

Тампонаж­

4-5

20

ние там-

ная смесь с

понажной

наполните­

смеси

лями разме­ром 4-5 мм

Спуск

перекры­

вающих

устройств,

обсадных

труб

Примечание. При возникновении поглощения желательно вскрыв поглощающий интервал на всю его мощность с применением рекоменДа

ций для

1-й категории, а. затем приступить к изоляционным работам^-^

дрЛ закачивании тампопажной смеси через бурильные тру — Иб] их устанавливают обычно выше кровли поглощающе — ^цяаста с иелью предотвращения прихвата (рис. 18.1). Объем ^^а^очной жидкости (в м3) выбирают из условия уравиовеши — ‘а#15* гидростатического давления в трубах и затрубном про-

панстве:

(18.16)

^пр

ГДЄ

(18.17)

Подпись: (18.17)

Япр

Подпись: Япр(Ытр ^ст)/?6.р ^ПрЦ #

Рпр

я,

Подпись: я,глубина спуска бурильных труб в скважину, м; 5Тр — плошадь проходного сечения бурильных труб, м2; Нпр — высо­та столба продавочной жидкости в бурильных трубах, м; Нст — статический уровень раствора, в скважине, м; Нц — высота стол­ба тампонажной смеси, оставляемой в трубах для исключения перемешивания верхней части смеси при подъеме труб, = 15 м; р6 р, рц, рпр — плотность соответственно бурового

тр

РАСЧЕТЫ ПО ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ И КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

закачивания тампонажнои смеси в зону поглоще-

*>Уь П0 стволУ скважины; 6 — по колонне бурильных труб; е — по колонне ^^ьных труб с хвостовиком; 1 — бурильные трубы; 2. — продавочная &Иа1.!’0сть> 3— тампонажная смесь; 4 — буровой раствор; 5— поглощающий > 6 ■— разбуриваемый хвостовик

раствора в затрубном пространстве, тампонажной смеси и цр0 давочной жидкости, кг/м3.

При доставке тампонажной смеси по бурильной колонне с ца кером объем продавочной жидкости определяется ИЗ условия ВЫ давливания смеси из труб и задавливания части ее в пласт:

^пр — (я„ Яст)*5Хр "Ь (18.18)

где Яп — глубина установки пакера, м; £с — площадь попереч­ного сечения скважины, м2; к — расстояние между гакером и уровнем тампонирующей смеси после продавливания ее в пласт к = 15+20 м.

Для предотвращения разбавления тампонажной смеси, плот­ность которой, как правило, выше плотности бурового раство­ра в скважине, бурильные трубы устанавливают ниже подо­швы зоны поглощения. С целью предотвращения прихвата ниж­няя часть бурильной колонны компонуется хвостовиком из ЛБТ (рис. 18.1, в). Нижний конец хвостовика устанавливается на 5- 10 м ниже подошвы зоны поглощения.

Объем продавочной жидкости в этом случае

УпР = [Япр — (кхз — /гц)]5тр + (кхв — /1Ц)5ХВ, (18.18, а)

где

Л — (ЯТр ~ кст — /1ц)/?б. р ~Ь (Яц ~~ кц)рц ^

ПР Рпр

где кш — длина хвостовика, м; 5ХВ — площадь проходного от­верстия хвостовика, м2.

Если ни один из перечисленных выше способов ликвидации поглощения не дает результата, то для обеспечения в дальней­шем нормального процесса бурения скважину необходимо закре­пить обсадными трубами с обязательным цементированием за- трубного пространства. Для успешного цементирования обсад­ной колонны количество продавочной жидкости рассчитывают с учетом статического уровня в скважине из условия сохранения равенства между давлением в трубах ртр и затрубном простран­стве рз п в процессе цементирования, т. е. ртр = п

Давление за трубами (в МПа)

?з. п = Рц. р + Рп — 9(рц рНц р "Ь Рб. рН), (18.2 )

где рц. р — давление столба цементного раствора за трубам15’ МПа; рп — давление в поглощающем горизонте, МПа; ра р плотность цементного раствора, кг/м3; Нц — высота столба не ментного раствора за колонной, м; Я — высота столба буро00 раствора за колонной, м.

— Jh. n — 9ІРч-ph "Ь Po рНпр)і (18.21)

где h — высота цементного стакана в трубах, м; Нпр — высота сТ0Лба продавочной жидкости в обсадной колонне, м.

Решая уравнение (18.21) относительно Лпр, находим

= Р>±- 9Јn. ph ‘ (18 22)

5пр дрб. р

Объем продавочной жидкости (в м3), необходимый для закал — в скважину

V* = ^И„ (18.23)

(dB — внутренний диаметр обсадной колонны, м).

Пример 18.11. При бурении под кондуктор в интервале 106 — 125 м произошло поглощение бурового раствора. После углубле­ния скважины до глубины Н = 185 м при нарушении цирку­ляции решили перекрыть зону поглощения 426-мм кондуктором с толщиной стенки труб 10 мм. Статический уровень бурового раствора плотностью />6р = 1150 кг/м3 в скважине составлял Яст = 75 м от устья. Определить объем продавочной жидкости, если высота цементного стакана в трубах h = 10 м, а плотность цементного раствора рцр — 1850 кг/м3.

Решение. Высота столба цементного раствора за. колонной (рис. 18.2)

Яц = L — 105 = 185 — 125 = 60 м.

Внутренний диаметр колонны

d» = 426 — 2 • 10 = 406 м.

Высота столба бурового раствора за колонной

К = 125 — Яст = 125-75 = 50 м.

Подставляя данные в формулу (18.20), получим

Кп = 9,81(1850-60+1150-50) = 1,65 МПа.

Из выражения (18.22) находим высоту столба, продавочной Жидкости в обсадной колонне

tf 1.65 — 106 — 9,81-1850-10

^пР = —————————————— — = 130 м.

9,81•1150

Объем продавочной жидкости по формуле (18.23)

Рис. 18.2. Схема для расчета к0л ства продавочной жидкости при цеІІ’Іе’ тировании обсадной колонны, пере^Єіі’ вающей зону поглощения Р**-

л

Подпись: л106 м

г

*

а:

Проверка надежности изоляции зоны поглощения осуще­ствляется опрессовкой ее тем давлением, которое будет действо­вать на нее в конце цементирования очередной обсадной колон­ны.

Давление на устье при опрессовке (роп) должно быть р0„ > Рп. и — Роп9кп, где рп ц — ожидаемое наибольшее давление на подошву рассматриваемой зоны на глубине кп в конце цемен­тирования; роп — плотность опрессовочной жидкости.

Если интенсивность утечек опрессовочной жидкости (буровой раствор с наполнителем или без него) при давлении на устье р0л не превышает допустимой величины до, то считается, что зона поглощения изолирована удовлетворительно. Величина Уста’ навливается опытным путем по данным опрессовки и цементи­рования ранее пробуренных скважин.

Во избежание гидравлического разрыва пород при цементи­ровании скважин и возникновения поглощения необходимо со блюдать следующие условия:

Рн. п — Ро. и.р — Рв. п? Ро. ц.р — Рп. р->

где рн. п — нижний допустимый предел плотности, кг/м3,

— цементный раствор с уменьшенной плотностью и повы­сим относительным водосодержанием; рвм — верхний до­пустимый предел; Ар — необходимое превышение плотности зной порции тампонажного раствора над плотностью вы­ясняемого бурового раствора, кг/м3.

Если буферная жидкость не применяется или высота ее

в кольцевом пространстве мала, то рекомендуется принимать др « 200 — f 250 кг/м3.

флюидопроявления ([ азонефтеводопроявления) могут воз­никнуть в следующих случаях: при вскрытии объектов (пласто — вЫХ жидкостей и газов) с высоким относительным давлением; когда давление в пласте больше давления, создаваемого стол­бом бурового раствора; когда давление на забой понижается при логлогцении бурового раствора или во время быстрого подъема бурильной колонны при отсутствии циркуляции на величину Рд, затрачиваемую на преодоление напряжения сдвига 0.

Относительное давление в пласте определяется из выражения

Рпл(от) Рпп/дРвН. (18.26)

Пример 18.12. Газоносный пласт, давление в котором рпп = 35 МПа, залегает на глубине Я = 2800 м. Требуется оценить относительное давление.

Решение. Относительное давление в пласте вычисляется из выражения (18.26):

35 • Ю6

?Пл(от) ~ 9,81 ■ 1000-2800 “ 1,27 а’

Плотность бурового раствора для предупреждения выброса при вскрытии продуктивного горизонта

*Ч> = кррпл/дН, (18.27)

где кр — коэффициент превышения гидростатического давления НаД пластовым, величина которого выбирается в зависимости глубины Н залегания горизонта Н:кр = 1,15-=-1,20 при Я < 1200 м; кр = 1,05-г < 1,10 при Я > 1200 м.

Пример 18.13. Глубина залегания кровли газоносного гори­ста Н = 3170 м, пластовое давление рпл = 39,6 МПа. Опреде — Ть плотность бурового раствора для предупреждения выброса Р® Вскрытии продуктивного пласта.

“ещение. Принимаем кр = 1,10. Подставляя данные в фор — (18.27), находим

1,10 • 39,6 • 106 ,.3

Значение рб. р, необходимое для создания противодавлецц пласт, можно также вычислить из выражения я

Рб. р = (рпл + Л р)/дИ, (18

где Ар — требуемая величина превышения гидростатическ давления над пластовым, устанавливаемая опытным путем Г° Пример 18.14. На глубине Я = 1000 м пластовое давлен рп„ = 11,5 МПа. Для безопасности требуется превышение г е дростатического давления над пластовым Ар = 2,5 МПа. Как * должна быть плотность бурового раствора? 011

Решение. Из уравнения (18.28)

(11,5 + 2,5)10® , ,

= -9,8ЫООО = 1427 КГ/“ ■

Давление (в Па), необходимое для начала движения бурового раствора в кольцевом пространстве

рв = Ш/(Б — (I), (18.29)

где Ь — длина бурильной колонны, м; И, (I — диаметр соответ­ственно скважины и бурильных труб, м.

Давление (в Па) сдвига вязкопластичной жидкости (глини­стого раствора) на забое

рс = 40Л/Я. (18.30)

Пример 18.15. Из скважины, диаметр которой ]Э = 398 мм = 398-10-3 м, требуется поднять бурильную колонну наружным диаметром с! = 140 мм = 140-10_3 м и длиной Ь — 1800 м. Определить давление, необходимое для начала движения глини­стого раствора в кольцевом пространстве (снижение давления на стенки скважины), если статическое напряжение сдвига утя­желенного глинистого раствора, заполняющего скважину, в = 19 Па.

Решение. Искомое давление находим по формуле (18.29)

* = (ЗюТоиО-з = 527-10» Па = 0,527 МПа.

Опорожнение скважины при подъеме бурильной колонны мо­жет служить самостоятельной причиной возникновения яро явления и в сочетании с другими факторами.

Условие возникновения газопроявления при подъеме труб 1 скважины выражается неравенством

рг-рв — Арст — рдк < рпл, (18;

где рг — гидростатическое давление, создаваемое столбом вого раствора; Арст — снижение статического давления в не движном буровом растворе. т.

Объем бурового раствора для долива в скважину опр<?ДсЛ 0 ся исходя из объема поднятых труб с учетом объемов разлп при подъеме раствора и налипшего на стенках труб.

]3 табл. 18.5 и 18.6 [29] приведен расчетный объем бурового ств<эра для долива скважины при подъеме по объему металла Сильной колонны. Периодичность долива. скважины зависит ^конкретных геолого-технических условий бурения.

Таблица 18.5

Расчетный объем металла 1000 м бурильных труб (цо данным ВНИИКРнефти)

Диаметр труб, мм

Толщина стенки, мм

Объем, м3

Диаметр труб, мм

Толщина стенки, мм

Объем, м3

Трубы бурильные стальные ТБВ,

Трубы бурильные стальные с

ТВН, ТБВК, ТНБК

приваренными замками ТБПВТ

101,6

7

2,39

114,3

7

2,8

8

2,66

8

3,1

9

2,92

9

3,4

10

3,19

10

3,7

114,3

7

2,66

127

7

3,2

8

3,19

8

3,5

9

3,45

9

3,8

10

3,73

10

4,2

11

3,99

127

7

3,10

Алюминиевые бурильные трубы

8

3,46

с замками

9

3,99

114

10

3,6

10

4,26

129

9

3,8

139,7

8

3,99

11

4,5

9

4,26

147

9

4,5

10

4,78

И

5,2

И

5,05

13

6,0

12

5,63

15

6,7

13,5

6,13

17

7,3

Т аб л и ц а 18.6

Расчетный объем металла 100 м УБТ (по данным «НИИКРнефти)

Внутренний диаметр УБТ, мм

Внутренний диаметр УБТ, мм

®иФр УБТ

Объем, м3

Объем, м3

Шифр УБТ

РАСЧЕТЫ ПО ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ И КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

:^т-146

^>Т-178

^ВТ-203

^ВТ-219

^Т-245

РАСЧЕТЫ ПО ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ И КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

74

90

100

112

135

64

64

 

1,24

1,85

2,46

2,87

3,41

0,81

1,07

 

УБТС2-146

УБТС1-178

УБТС2-178

УБТС1-203

УБТС2-203

УБТС1-229

УБТС2-229

УБТС1-254

УБТС1-273

УБТС1-299

 

131

1,99

2,73

3,48

4,28

5,07

6,24

 

68

80

80

90

100

100

100

 

1,31

 

РАСЧЕТЫ ПО ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ И КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

Ликвидация возникшего флюидопроявления состоит в уда^ нии из скважины поступившего в нее флюида. Первоначадьн информация о виде поступившего в скважину флюида мо^ет быть получена путем использования показания манометров выкидной линии превенторов и стояке.

Для инженерных расчетов удобны формулы [29], полученные без учета структурных свойств бурового раствора: для оценки пластового давления на забое

ppa = py + pgh; (18.32)

для оценки плотности флюида

Рф — Рв. р ~ (Ру ~ Рн)1 ghtyi (18.33)

где ру — давление на устье скважины в затрубном простран­стве; рн — давление в нагнетательной линии насосов; — дли­на столба флюида, которую находят по объему поступившего в скважину флюида, равного объему вытесненного бурового рас­твора, и по площади сечения кольцевого зазора.

Считается [17], что при рф = 1080+ 1200 кг/м3 в скважину поступила, пластовая вода, а при <360 кг/м3 — газ. В случае Рф = 360 + 1080 кг/м3 возможно поступление нефти с газом, нефти, воды с газом.

Пример 18.16. Оценить вид флюида, поступившего в сква­жину. Исходные данные: диаметр скважины в открытом стволе 200 мм: бурильная колонна состоит из УБТ диаметром 146 мм длиной 180 м и бурильных труб диаметром 127 мм; плотность бурового раствора рб р = 1490 кг/м3; объем поступившего флю­ида 4,4 м3; давление на устье в кольцевом пространстве ру = 9,0 МПа, а в трубах 5,4 МПа; глубина скважины в начале про­явления 3100 м; глубина спуска 219-мм промежуточной колонны 2200 м (открытый ствол 3100-2200 = 900 м.)

Решение. Объем (в м3) кольцевого пространства межДУ УБТ и открытым стволом

К(УБТ) = з, 14/4 (0,22- 0,14б2)180 = 2,64 м3.

Поскольку объем поступившего флюида больше объема коль­цевого пространства в интервале УБТ и открытого ствола (4,4 > 2,64), высота столба поступившего флюида л л _ о яд

‘-=181+W=!74’U

где 0,0187 — площадь сечения кольцевого пространства бурильными трубами и открытым стволом [5 = 3,14/4(0,-*

0,1272) = 0,0187 м2].

Тогда по формуле (18.33) находим плотность поступившего фЯЮИДа

(9,0-5,4)10® „ п „

= 1490 — ————— —- —- = 151,2 кг/м°.

Ь 9,81-274,1 ’ ‘

Так как < 360 кг/м3, можно считать, что в скважину ^ступил газ. Для окончательной оценки вида флюида следует воспользоваться дополнительной информацией, например пока­заниями газокаротажа.

Для глушения флюидопроявления наиболее распространен метод ожидания и утяжеления [17], когда для приготовления бурового раствора для глушения (утяжеления раствора) требу­ется определенное время (время ожидания). Метод использует один цикл циркуляции для удаления флюидов и глушения сква­жины. При этом утяжеленный буровой раствор закачивают при определенной пониженной подаче насоса и регистрируют общее давление на стояке

“ Рбт “Ъ Рс1) (18.34)

где Рвт — статическое давление в бурильных трубах при закры­том устье; рС1 — давление циркуляции.

Подачу бурового насоса поддерживают постоянной до тех пор, пока буровой раствор глушения не заполнит бурильные трубы. При. этом давление в бурильных трубах снижается от Ре в начале циркуляции до рс2, когда раствор глушения дости­гает долота (регулировкой штуцера давление рс2 поддерживают постоянным, пока раствор глушения не заполнит затрубное про­странство и не выйдет на устье). Сущность метода рассмотрим на примере, заимствованном из работы [17].

Пример 18.17. После обнаружения флюидопроявления в 215,9 — мм скважине глубиной 3048 м и закрытия ее были заре­гистрированы следующие давления: в бурильных трубах р6т = 1,38 МПа; в кольцевом пространстве рк п = 2,76 МПа. В сква­жину на глубину 2621 м спущена обсадная колонна диаме­тром 244,5 мм (из труб из стали группы прочности N-80 весом ^ Н/м) и внутренним диаметром 222,4 мм. Прочность обсад — ®°й колонны на разрыв от внутреннего давления для труб из стали группы прочности N-80 составляет 40,86 МПа. Бурильная колонна включает: УБТ наружным и внутренним диаметрами

и 76 мм соответственно и длиной 152,4 м; бурильные тру — наружным и внутренним диаметрами 127 и 108,6 мм, весом

Н/м. Давление циркуляции 13,78 МПа при числе ходов тгх = ^ Ходов/мин и 3,44 МПа при пх = 30 ходов/мин; плотность бу­рого раствора р6 р = 1200 кг/м3. При каждом ходе поршня ^Д&ча насоса составляет (}пх =1 = 0,0159 м3.

Определить следующие параметры: объемы бурильных

тРУб

Да-

Подпись: тРУб Да- и УБТ, кольцевого пространства; максимально допустимое вление в обсадной колонне; пластовое давление; плотность р^Г

Утя-

Подпись: Утя-твора глушения; давление на стояке в начале циркуляции

желенного раствора; конечное давление циркуляции на — стоЯКе. время, требуемое для замены содержимого бурильных труб Нг[ раствор глушения (время одного цикла); время, необходимое ддя замены содержимого скважины на раствор глушения; общее чи ело необходимых ходов поршня при условии, что подача насоса составляет 15,9 л на ход поршня.

Решение. Воспользуемся рис. 18.3.

Длина бурильных труб

3048—152 = 2896 м.

Объем бурильных труб:

7г4т, 3,14-0,10862 о

У6т = —^1 бт = ——————————— 2896 = 26,81 м3.

4 4

3,14■0,0762

Подпись: 3,14■0,0762Объем УБТ

7Г(Іубт,

^убт —

Подпись: ^убт —152,4 = 0,69 м3.

4 у6т 4

Общий объем бурильной колонны ^2 (б. к) = ^бт + ^убт = 26,81 + 0,69 = 27,5 м3.

Рст. Б. Т

х

£■

м.

Подпись: х £■ м. —£) Рст. к

К 2621м

-3046м

Подпись: -3046мРис. 18.3. Расчетная схема * примеру 18.17

Обший объем кольцевого пространства

3,14 (0,22242 — О, Г272) 3,14 (0,21592 — 0,1272)Л

^(к. п) =——————- :—————— 4———————- + —————- 2 274 +

152 = 76,26 м3.

Подпись: 152 = 76,26 м3.3 14(0,21592 — 0,2032)

^ 4

Для дополнительной безопасности максимальное давление в обсадной колонне при закрытом устье не должно превышать 70%-ного давления разрыва труб от внутреннего давления, т. е. максимальное допустимое давление в обсадной колонне

[роК] = 0,7-40,86 = 28,6 МПа.

Поскольку рк п << [ро к] (2,76 << 28,6), скважина может быть закрыта без разрыва обсадной колонны [расчет выполнен без учета наружного давления на обсадную колонну (см. гл. 10)]. Пластовое давление определяется из выражения

Рпп =Рб. т + Рг = 1,38-10®+ 9, 81-1200-3048 = 37, 26 МПа.

Плотность бурового раствора, необходимая для уравновеши­вания пластового давления (плотность раствора глушения),

Рб. р(гл) = Рпп/дН = 37,26 • 1.0е/(9, 81 • 3048) а 1250 кг/м3.

С учетом некоторого запаса плотности, который в зарубеж­ной практике рекомендуется принимать примерно 50 кг/м3,

/>б. Р(гл) = 1250 + 50 = 1300 кг/м3.

Давление на стояке в начале циркуляции

р6т + рс1 = 1,38+3,44 = 4,82 МПа.

Начальное давление циркуляции при /зб р = 1300 кг/м3

Ро1рб. р(гл)/р6.р = 3,44(1300/1200) = 3,73 МПа.

Время заполнения бурильных (мин) труб утяжеленным буро — ВьШ раствором

!! =Ущв к)/(пх-дпх =1) = 27,55/(30-0,0159) = 57,7 мин.

Общее время, необходимое для замены бурового раствора в Бажине:

217,5 мин~ 218 мин.

Подпись: 217,5 мин~ 218 мин.^ = ^скв _ ^’Л£(б. к) "Ь _ 27,5 + 76,26

<5 Я 30-0,0159

Вывод. Через 218 мин раствор глушения должен полностью ®°лнить скважину, а значения р6т и рнп будут равны нулю, гДа насосы отключены.

Общее число ходов поршня, необходимых для полной замены,^еРжимого скважины на раствор глушения,

**№) = 0+(6.к) -■ Т+(к п))/дг1х =1 = (27,55+76,26)/0,0159 = 6526.

Содержание газа в буровом растворе (%) можно рассчат по формуле аТь

г _ УмкР2С1рза6

4<5ру ’ (^-8-35)

где г>м — механическая скорость проходки, м/с; Б —■ диаце1, скважины, м; Сх — содержание газа в породе, %; рзаб и ру ^ ответственно забойное и устьевое давление, МПа; £*) — °бъемцая скорость потока бурового раствора в затрубном пространстве м3/с. ’

Поступление сероводорода Н2Б в скважину значительно затрудняет буровые работы (сильно корродируются бурильные и обсадные трубы и оборудование, что может привести к тя­желым авариям и загрязнению окружающей среды). В случае обильного поступления в глинистый раствор Н2Б (при pH, близ­ком к 7) в скважине образуются сгустки, обладающие высокой липкостью, которые могут быть причиной — прихвата. При по­явлении в растворе на водной основе Н2Э необходимо поддержи­вать pH > 9, добавляя в буровой раствор ингибиторы коррозии, способные связывать серу в соединения, трудно растворимые в воде.

Эффективными нейтрализаторами являются нейтрализатор Н28 ВНИИТБ-1 и ЖС-7 (железный сурик Ре203) ВолгоградНИПИнефти.

Расход реагента ВНИИТБ-1 для полной нейтрализации Н23 приведен в табл. 18.7.

Количество ЖС-7 как добавки в буровой раствор определя­ется условиями бурения и ожидаемой концентрацией Н28 в пла­стовом флюиде. Величину добавки рассчитывают по номограм­ме [4], приведенной на рис. 18.4. Исходные данные для расчета концентрации ЖС-7: О — диаметр скважины, м; с1 — наружный

Т а б л и ц а 18.7

Расход реагента ВНИИТБ-1 для полной нейтрализации

Концентрация Нг5

в буровом растворе

Расход реагента ВНИИТБ-1, кг/м3

%

кг/м3

1,0

0,015

0,045

3,3

0,050

0,150

6,0

0,091

0,270

9,8

0,148

0,440

15,0

0,228

0,670

45,0

0,685

2,020

Ср, кг/мг

РАСЧЕТЫ ПО ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ И КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

%аметр бурильных труб, м; — площадь поперечного ссче — Кольцевого (затрубного) пространства скважины, м2; II ~~ ^Убина залегания сероводородсодержащего пласта, м; Сцг$ — Съемная концентрация Н28 в пластовом флюиде, %; $ — пода — ^ Насосов, л/с.

. Пример 18.18 [4]. Дано: = 0,022 м2. Н = 3700 м. О =

*/с> Сн. з = 20 %.

Решение. От точки на. оси Гк = 0,022 проводим прямую,

перпендикулярную к оси FK, до пересечения с. прямой В =: 37« далее от точки пересечения проводим прямую, параллельна ’ оси FK, до пересечения ее с линией Q = 16 л/с и затем Парад* лельно ОСИ Ср ДО пересечения С кривой Ch2S = 20 %. От Это“ точки, проводя прямую, параллельную оси FK, на nepece4eHi[j, ее с осью Ср находим требуемое количество ЖС-7. В Данное случае 177 кг/м3.

Особенно опасный вид осложнений — рапопроявления. На чальная интенсивность притока рапы составляет от 3-5 до 5500- 8500 м3/сут. Температура рапы на выходе из скважины дости­гает 110 °С, плотность — 1250-1360 кг/м3, общая минерализа­ция —. 300-400 г/л, а иногда до 670 г/л, водородный показа­тель pH = 5,0-г6,4. Градиенты пластового давления достигают 0,0235 МПа/м. Рапа оказывает коррозионное воздействие на на­земное оборудование, бурильные и обсадные трубы, а также на цементный камень. Борьба с рапопроявлением осуществляется путем подавления притока из водонапорных пластов утяжелен­ным буровым раствором.

Нарушение целостности стенок скважины наблюдается в определенных геологических условиях при наличии пластич­ных, раздробленных, состоящих из слабосвязанных между собой частиц, а также разбухающих и расслаивающихся при механи­ческом и физико-химическом воздействиях буровых растворов пород. Характер обвала пород в скважине можно оцепить по ко­эффициенту обвалообразования

Коб = уф/у„ (18.36)

где Уф — объем ствола скважины с учетом каверн (по кавер- нограмме); VT — теоретический объем скважины (по диаметру долота).

При Ко6 =1 ———- ПОрОДЫ уСТОЙЧИВЫе, При 1 < К об < 3 "

породы могут сохранять временную устойчивость; при А об > 3 — породы неустойчивые. Если Ко6 = 1 т 5, то в скважине наблюдаются осыпи, а если Ко6 >5 — обвалы.

Одна из основных причин, вызывающих нарушение целост ности стенок скважины, — напряженное состояние пород в при ствольной зоне скважине (см. гл. 2).

Для обеспечения полного выноса выбуренной породы 0 пающихся частиц на поверхность скорость восходящего по ка бурового раствора должна составлять при роторном буре VB = 0,9 — г 1, 0 м/с, а при турбинном бурении Ув =l, l-rl’^ I

В табл. 18.8 приводится необходимый расход бурового у твора, обеспечивающий необходимую скорость восходяШег° тока [29].

Диаметр, мм

Площадь кольцевого простран­ства, м2

Расход бурового раствора (дм3/с), обеспечивающий скорость восходящего потока, м/с

долота

буриль­ных труб

0,8

0,9

1,0

1,2

1,3

190,5

114

0,0183

14,64

16,47

18,3

29,13

21,96

23,79

127

0,0158

12,64

14,22

15,8

17,38

18,96

20,54

129

0,0154

12,32

13,86

15,4

16,94

18,48

20,02

215,9

127

0,0239

19,12

21,51

23,9

26,29

28,68

31,07

129

0,0235

18,8

21,15

23,5

25,85

28,20

30,55

140

0,0212

16,96

19,08

21,2

23,32

25,44

27,56

244,5

127

0,0343

27,44

30,87

34’3

37,73

41,16

44,59

129

0,0338

27,04

30,42

33,8

37,18

40,56

43,94

140

0,0315

25,20

28,35

31,5

34,65

37,80

40,95

147

0,030

24,00

27,00

30,0

33,00

36,00

39,00

269,9

140

0,042

33,60

37,8

42,0

46,20

50,40

54,60

147

0,040

32,00

36,0

40,0

44,00

48,00

52,00

295,3

140

0,0531

42,48

47,79

53,1

58,41

63,72

69,03

147

0,0515

41,20

46,35

51,5

56,65

61,80

66,95

320

140

0,0650

52,00

58,5

65,0

71,50

78,00

84,50

147

0,0634

50,72

57,06

63,4

69,74

76,08

82,42

349,2

140

0,0803

64^24

72,27

80,3

88,33

96,36

104,39

147

0,0787

62,96

70,83

78,7

86,57

94,44

102,31

168

0,0736

58,88

66,24

73,6

80,96

88,32

95,68

393,7

147

0,1047

83,76

94,23

104,7

115,17

125,64

136,11

168

0,0995

79,60

89,55

99,5

109,40

119,40

129,65

Пример 18.19 [28]. Проверить, обеспечивается ли полный вынос выбуренной породы и осыпающихся частиц на поверх­ность при следующих условиях: способ бурения — турбинный, Диаметр долота 269,9 мм, диаметр бурильных труб 140 мм, по — Дача насосов 39 дм3/с.

Решение. Для турбинного способа бурения скорость восхо­дящего потока должна составлять 1,1-1,2 м/с.

По табл. 18.8 находим, что для обеспечения скорости 1,1 м/с ПРИ диаметрах долота 269,9 мм и труб 140 мм необходима по — насосов 46,2 дм3/с. При подаче 39 дм3/с обеспечивается скорость восходящего потока 1,0 > г? в > 0,9, поэтому требует — ^ Увеличить подачу насосов или перейти на роторный способ УРения в данном интервале.

Желобообразование может происходить при прохождении ®ЫХ пород, кроме очень крепких. Основные причины ЭТОГО л°Жнения: резкие перегибы ствола скважины и большой вес ^Ницы длины бурильной колонны. Процесс желобообразования ^ едряется при пространственном искривлении ствола и чередо — каверн и участков ствола с номинальным диаметром. При

этом существенное влияние оказывает интенсивность изменен зенитных и азимутальных углов (степень перегиба). 11я

На рис. 18.5 приведены конкретные возможные вариант профиля и средние диаметры скважины [4]. ь’

Для желобных выработок с помощью профилеграммы онреде ляют величину Ь, характеризующую в определенном масштаб наибольший поперечный размер ствола скважины. Полусум^ этой величины и диаметра долота составляет средний диаадеТп интервала, желобной выработки.

РАСЧЕТЫ ПО ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ И КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

Рис. 18.5. Виды сечений скважины по данным профилеметрии

работкой

Пример 18.20. Определить средний диаметр и объем ствола кважины в интервале 740-995 м, представленном желобной вы — боткой: Ь = 640 мм; I = ‘255 м — длина желобной выработки,

Подпись: Пример 18.20. Определить средний диаметр и объем ствола кважины в интервале 740-995 м, представленном желобной вы- боткой: Ь = 640 мм; I = ‘255 м — длина желобной выработки,

2 = 394 мм — диаметр долота. д решение. По формуле на рис. 18.6

Подпись: 2 = 394 мм — диаметр долота. д решение. По формуле на рис. 18.6]

^ = (394 + 640)/2 = 517 мм.

Объем скважины в данном интервале ус = (3,14/4)0, 5172-255 = 53,5 м3.

Наиболее тяжелыми последствиями образования желобов являются прихваты бурильного инструмента, посадка и недо­пуск обсадных колонн.

Основное средство по предупреждению образования желобов состоит в предупреждении искривления скважин путем примене­ния рациональных КНБК (см. гл. 15). Конструкция низа буриль­ной колонны, основанная на принципе центрирования долота в скважине, приведена на рис. 18.6.

Трудность разбуривания соленосных отложений пре­допределяется их высокой растворимостью в воде и склонно­стью к пластическому течению. Рекомендуемые типы буро­вых растворов для разбуривания хемогенных пород приведены в табл. 18.9 [29].

В интервалах разбуривания многолетнемерзлых пород возникают осложнения в виде смятия обсадных колонн, ра­степления и обвалов пород, кавернообразования. Нередки случаи прорыва газа за кондуктором во время газопроявлений, образования грифонов и провала устья.

Основным способом предотвращения осложнений, возникаю­щих при растеплении пород, является сохранение отрицательной температуры стенок скважины, путем охлаждения бурового рас­твора до температуры -2 — ь 5°С.

Прихваты колонн бурильных и обсадных труб — одно Из наиболее распространенных и тяжелых осложнений в буре­нии. Прихваты бурильных труб происходят вследствие перепа­да давления (дифференциальные прихваты), в результате обра­зования желобов (прихват в желобной выработке), в суженной Части ствола., из-за осыпей, обвалов, сальникообразований и др.

Прижимающая сила., возникающая вследствие перепада да­рения, определяется из уравнения

= (Рб. р — Рпл)(/гп. з<5)/, (18.37)

г^еРб. Р — гидростатическое давление бурового раствора; Ьп з6 — ®лощаДь контакта; /?,п.3 — мощность проницаемой зоны; 6 — тол — *Чина глинистой корки; / — коэффициент трения между сталь — *°й бурильной трубой и глинистой коркой.

Рис. 18.0. Конструкция низа бурильной кодон основанная на принципе центрирования долот**4 скважине: а 8

3 ■

Подпись: 3 ■1 — центрирующее приспособление; 2 — УБ’Г ширитель или центрирующее приспособление

т

Подпись: тРас-

а б л и ца 18 9

Типы буровых растворов для бурения

Порода

Глубина, м •

< 3000

> 3000

Галит

Солснасыщенный* галитом, обрабо­танный крахмалом, лиг носу льфоната — ми, палыгорскито — вый и добавками нефти

РУО (в том"~~^

еле эмульсионный) солснасыщенный галитом, крахмально« лигносульфонатный

Г алит с про­слоями карнал­лита и (или) бишофита

Соленасыщенный пли палыгорскито — вый, РУО (в том числе эмульсион­ный), крахмально — полимерный

РУО (в том чи­сле эмульсионный), гидрогельмапше — вый, соленасыщенный крахмально-лигно­сульфонатный

Галит с про­слоями суль­фатов (гипс, ангидрит)

Соленасьпценный глинистый, соле — насышенный крах­малы! о — л иг но с у лъ — фатный

РУО (в том чи­сле эмульсионный), гидрогельмагнис — вый, соленасыщенный крахмально-лигно­сульфонатный

Галит с про — слоямп терри — генных пород

* Раствор на хемогенных пор

РУО эмульсионный, соленасьпценный

крахмально-лигносульфонатный,

гидрогельмагниевый

сьпцается солью в соответствии с составом од и температурой забоя. __

Пример 18.21. Определить величину прижимающей силы прихвата, (прилипания) в проницаемой зоне мощностью 10,2 м. Исходные данные: гидростатическое давление бурового раство­ра рб. р = 46,4 МПа; рпп = 38, 9 МПа; толщина глинистой корки

6 =12,2 мм; коэффициент трения / = 0,1. .

Решени е. Подставляя исходные данные в выражение (18-<> Ь получаем РДр = (46,4 — 38,9)10,2 • 0, 0122 • 0,1 = 93330 Па.

Если невозможно предупредить образование толстых фиЛЬ

трационных корок на хорошо проницаемых ны, способствующих появлению затяжек и посадок труб, то рекомендуется тщательно проработать ствол с ны в этих интервалах и осуществить углубленную кольмат

Подпись: трационных корок на хорошо проницаемых ны, способствующих появлению затяжек и посадок труб, то рекомендуется тщательно проработать ствол с ны в этих интервалах и осуществить углубленную кольматстенках сква*и колонны ква*51′ ант? ьй°1[

проницаемого интервала ствола путем установки спедиал — ванны из отверждающей смеси, составы которых нр№сДе табл. 18.10 [4]. е.

Вероятность заклинивания в желобе (при коэффициент

смссеи

Подпись: смссеиуставы

Компоненты

смесей

Содержа­ние, %

Темпера­турные ин­тервалы примене­ния, °С

Плотность

раствора.,

г/см»

Характери­стика камня

5-45

Подпись: 5-45

60-80

7-20

3-15

1-5

20-30

Подпись: 60-80 7-20 3-15 1-5 20-30

100-150

Подпись: 100-150

рипан

Бихромат аммо­ния

Тиосульфат натрия Едкий натр Смола ТС-10

1,11-1,20

Несколько ни­же плотности бурового рас­твора (воды)

Прочный студ­необразный материал

Камень непро­ницаемый, прочный

10-20

60-70

20-30

Подпись: 10-20 60-70 20-30

15-100

Подпись: 15-100

Формалин Буровой раствор (вода)

Смола ТС-10

Камень непро­ницаемый, прочный

15-25

0,8-2

0,5-4

3-7

3-7

86-94

^■винилбе нзол Горное олово, ®®тилметак рил ат ^аРбоксиметил — ^Ллюлоза

^УДьфат хрома

5-10

65-75

3-10

Уротропин Буровой раствор (вода)

Поливинилхлорид

РАСЧЕТЫ ПО ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ И КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

Жесткий, ре­зиноподобный материал

 

70-135

 

1,1-1,3

 

Дибутилфтолат

Ксилол

Хлорид цинка Стирол

 

15-25

60-80

0,2-2

70-80

 

Высокая адге­зия к металлу и горным по­родам, высо­кая прочность, непроницаемый

 

-30Ч — + 50

 

0,9

 

РАСЧЕТЫ ПО ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ И КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

Прочная студ­необразная масса

 

1,0-1.1

 

ния труб о стенку / и 0, 3) наиболее велика по данным ВНИИКт при ^

1 < (I! о, < 1,2о, (18.38)

где (I — наружный диаметр элемента бурильного инструмент • а — ширина желоба или диаметр бурильных замков. ’

Для предотвращения этого над участком бурильной колонны где справедливо соотношение (18.38), следует устанавливать че’ тырехлопастный спиральный центратор. Отношение диаметра центратора (1а к ширине желоба а должно быть следующим:

с/ц/а ^ 1,35. (18.39)

При бурении шарошечными, лопастными и колонковыми до­лотами дня очистки ствола скважины от осадков твердых тел необходимо использовать забойные шламометаллоуловителц ШМУ конструкции ВНИИБТ, принцип действия которых осно­ван на способности создавать высокие скорости, необходимые для подъема частиц, и резко их уменьшить в зоне улавливания частиц.

При наличии прихватоопасных интервалов для повышения смазочной способности необходимо в течение всего цикла буре­ния скважины поддерживать в буровом растворе определенное содержание смазочных веществ: нефти, СМАД-1, ОЖГ (омы­ленные кислоты), СГ (смеси гидронов) — 2-4 % и др.

Для регулирования содержания твердой фазы бурового рас­твора, увеличение которой приводит к возникновению ослож­нений (сальникообразования, прихваты), рекомендуется при­менять набор средств [19], которые выбираются в соответ­ствии с проходимыми породами и плотностью бурового раствора (табл. 18.11).

Выбор устройств для очистки буровых растворов в США [19] ведется в зависимости от размера частиц твердой фазы (табл. 18.12).

После возникновения прихвата бурильной колонны, т. е. аварии после 2-3 ч расхаживания и проворота бурильном ко­лонны, необходимо установить жидкостную ванну (нефтяную> кислотную, водяную или щелочную). Перед началом работы п° ликвидации прихватов любым из известных способов [16,19] тре­буется определить верхнюю границу прихвата бурильной колой ны. ^

Приближенный расчет верхней границы прихвата бурнльно колонны, выведенный из практики, состоит в том, что кажД 1000 м труб, свободных от прихвата, при натяжении с успл ем на 200 кН, превышающим их собственный вес, удлиняют следующим образом [16].

Диаметр бурильных

труб, мм 114 127 140 168

Удлинение, м. . . . 0,35 0,30 0.25 0,20

Устройство для очистки

Породы

Плот­

ность

бурового

раствора,

кг/м3

Вибра­

цион­

ное

сито

Г идро — цик лон­ный песко — отде — литель

Г идро — циклон­ный от­дели­тель

Г илро — циклон­ная ус­танов­ка для конди­циони­рования раст­вора

Ситогнд-

роцик-

лонная

уста­

новка

(вибро-

сепа­

ратор)

Уста­новка для уда­ления избытка из утя­желен­ного раст­вора

Песчаники,

<1200

+

+

+

+

—-

известняки,

1200-1500

+

+

ДОЛОМИТЫ

>1500

+

Песчаники,

<1200

+

+

+

известняки,

120-1500

+

+

доломиты с прослойками глин, аргил­литов, мер­гелей, алев­ролитов

>1500

+

+

Глины, ар­

<1200

+

+

+

+

гиллиты,

1200-1500

+

+

алевролиты,

известняки

>1500

+

+

Каменная

<1200

+

+

+

соль

1200-1500

+

>1500

+

__

Каменная

<1200

+

+

+

соль с про-

1200-1500

+

+

пластками

тарригенных пород, бишо — Фита, галит с прослойка­ми бишофи — та

>1500

+

+

Т аб лиц а 18.12

Категория

Размер

Устройство для удале­

частиц по

частиц,

ния частиц из

размерам

мкм

бурового раствора

^РУпнозернистые Фомежуточ н ые ^Редкие Мелкие ^рхмелкие

ч^^Юидные

>2000

250-2000

74-250

44-Т4

2-44

<2,0

Вибрационные сита

То же

Гидроциклонный пескоотделитель Гидроциклонный илоотделитель Центрифуги (с применением флоку — лянтов селективного действия) Центрифуги (с разбавлением водой)

Вид ванны

 

Область применения

 

Состав

 

РАСЧЕТЫ ПО ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ И АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ И КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

Нефтяная

Нефтесмоляная

Иефтенатриевая

Прилипание буриль­ных или обсадных колонн или прихват их сальником

Нефть; ПАВ (сульфо, . до 2 % к объему закачц.

ваемой нефти

Нефть 75-85 %; СМо_

листые вещества (Дре[ весная смола или кубо­вой остаток смолисто­скипидарного производ­ства и других лесохими­ческих производств) 10- 15 %; алюминат натпи« 4-7 % РИ

Нефть 10-88 %■ 50%-ный водный раствор едкого натра, окисленный пе — тролатум 0,5-2 %

вод-

Подпись: вод-

Водя

Фосфорно-кислая водной основе

Уксусно-кислая на ной основе

14 ислотная

В случае, если заме­на глинистого раство­ра нефтью может при­вести к выбросу

Для освобождения при­хваченных бурильных колонн и устранения заклинивания долота турбобуров в карбо­натных, глинистых и других породах, под­дающихся действию кислоты

Водный раствор трех — замещенного фосфорно­кислого калия 95-97 % ПАВ (ОП-Ю) 2-3 %; по­лиакриламид 1-2 % Водный раствор уксус­но-кислого калия 92- 96 %; КМЦ 3-5 %; ПАВ (ОП-Ю) 1-3 %.

Соляная кислота 8—14%- ной концентрации или смесь 15-20%-ной соля­ной кислоты и воды, или нефти и 15-20%-ной со­ляной и 40%-ной плави­ковой кислоты

Вс — диаметр скважины, м; (1Т — наружный диаметр бурильные труб, м; /гж а — высота подъема жидкого агента в затрубном ир° странстве, м; (1В — внутренний диаметр труб, м; /гж. а.т — высота подъема жидкого агента в бурильных трубах, необходимая Д периодического (через 1-2 ч) подкачивания нефти в затрубн°е пространство, м.

Высоту подъема жидкого агента определяют из расчета яе рокрытия верхней границы зоны прихвата на 50-100 м:

Объем продавочной жидкости для продавки жидкого агента для ванны (нефти, кислоты, воды)

УпР = ■ (Н — /гбт). (18.43)

Максимальное давление на манометре насоса при закачке жидкого агента, когда за бурильными трубами находится бу­ровой раствор, а трубы заполнены нефтью,

= М~6дЯ(Рб. р-Рж) + Рг, (18.44)

где рг — давление на преодоление гидравлических сопротивле­ний,

*=10 ~4-дН. (18.45)

Пример 18.23. В скважине глубиной Н = 2540 м и диаме­тром — 295,3 мм перед подъемом произошел прихват буриль­ной колонны диаметром е? тр = 140 мм с толщиной стенки 6 =

9 мм. После продавки циркуляция была восстановлена, однако расхаживание бурильной колонны не дало положительных ре­зультатов. Для освобождения прихваченных труб было решено применить нефтяную ванну. Рассчитать нефтяную ванну, если известно, что длина неприхваченной части колонны Ь0 — 2170 м, плотность бурового раствора. Рер = 1260 кг/м3; плотность нефти />„ = 850 кг/м3.

Решение. Высота столба нефти в затрубном пространстве по формуле (18.42)

Ь, жл = 2540 — 2170 + 75 = 445 м.

Внутренний диаметр бурильных труб

К = 139, 7 — 2 ■ 9 = 121, 7 мм(127, 7 • 10“3 м).

Приняв кбт — 220 м и к = 1,25, по формуле (18.41) находим

Кк. а = 0, 785[1,25(295,3 • 10~3)2 — (139,7- 10~3)2]445 + (121,7 X 10-3)2220 = 34,5 м3.

Количество продавочной жидкости из выражения (18.43) со­ставит

КР = (ш, 7 ■ 10~3)2(2540 — 220) « 30 м3.

Давление к концу ванны из уравнения (18.44)

= 10~6 ■ 9,81 -2540(1260- 850) + 2,49 = 12, 7 МПа

(Рг = 10-4-9,81-2540 = 2,49 МПа).

Аварийность в бурении можно охарактеризовать с помошью ^еДуюгцих коэффициентов:

Числа аварий (прихваты бурильных и обсадных колонн; ава­рии с элементами бурильной колонны, долотами, обсадной к0 лонной и элементами ее оснастки, из-за неудачного цементировд ния, с забойными двигателями и прочие аварии), приходящн^ на 1000 м бурения

К — 1000 ?гав/ X] Н (18.46)

(Гсав — число аварий за. исследуемый период; ^ И — число про. буренных метров);

среднего коэффициента тяжести (среднего числа часов, траченных на ликвидацию одной аварии)

Кт = I/пав (18.47)

(I — общее число часов, задолженных для ликвидация аварий);

условного коэффициента тяжести (число часов, необходимое для ликвидации аварии при бурении 1 м скважины)

А’у =*/£#■ (18.48)

Пример 18.24. Оценить аварийность буровых работ, если за исследуемый период пробурено 39 870 м и пав = 40, а на, устра­нение всех аварий задолжено I — 8923 ч.

Решение. Коэффициенты, качественно характеризующие аварийность, определяются по формулам

К = 1000-40/39 870 = 1;

Кт = 8923/40 = 223,1 ч;

К у = 8923/39 870 = 0,22.

V — объем, м3

¥ — влажность, %

¥р — осевой (полярный) момент сопротивления площади

поперечного сечения труб, м3

7 — удельный вес, Н/м3

Д — прирост, перепад

в — статическое напряжение сдвига, Па

Л — безразмерный коэффициент гидравлического со­

противления; коэффициент теплопроводности, Вт/(м-°С)

/л — коэффициент Пуассона, динамическая вязкость,

Пас

V — кинематическая вязкость, м2/с

£ — коэффициент бокового распора (передачи горного

давления)

р — плотность твердых тел, Жидкостей, газа и ГЖС,

кг/м3

а — прочность (напряжение), Па

<тт — предел текучести материала трубы, МПа

г — касательное напряжение, Па

<р — угол, градус

и — угловая скорость вращения, м/с

Оставить комментарий