ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВИЯ ВАНН
Установка ванн — наиболее распространенный и действенный метод ликвидации прихватов колонн труб. Однако нередко он оказывается безрезультатным вследствие того, что: при выборе метода ликвидации прихвата не учитывают вероятные причины его возникновения; не соблюдают определенную, технологически необходимую и достаточную последовательность производства работ; производится со значительной задержкой во времени после возникновения прихвата; выбранный объем агента недостаточен для полного перекрытия зоны прихвата, снижения перепада давления и производства необходимого цикла работ; не принимают меры, предупреждающие самопроизвольное перемещение агентов ванны из зоны прихвата и их смешение с промывочной жидкостью в скважине, а также флокуляцию частиц утяжелителя и выпадение его в осадок; агент выбирают без учета физико-механических свойств и физикохимической активности в определенных геолого-технических условиях.
Когда инструмент, находясь в интервалах, представленных проницаемыми отложениями, оказывается без движения и соприкасается со стенкой скважины, он начинает вдавливаться в глинистую корку и вытеснять из-под себя глинистый раствор и неплотные слои корки. Глубина внедрения инструмента в корку будет зависеть от величины начальных прижимающих сил и от времени неподвижного контакта. По мере перекрытия отдельных каналов в корке, через которые жидкая фаза из раствора фильтруется в проницаемый пласт, инструмент принимает на себя действие перепада давления и под его влиянием «прилипает» к стенке скважины. Чем выше проницаемость глинистой корки и породы, тем быстрее протекает этот процесс, для завершения которого требуется определенное время. Этим, в частности, объясняется тот факт, что прихваты быстрее происходят в свежевскрытых интервалах проницаемых пластов, где глинистая корка не успевает уплотниться и имеет высокую проницаемость.
Если сила прихвата (сила, которую необходимо приложить для освобождения прихваченного инструмента) не превышает допустимых нагрузок на инструмент, ограниченных прочностью инструмента и грузоподъемностью установки, то прихват ликвидируют расхаживанием инструмента.
В тех случаях, когда бурильная колонна находится достаточно длительное время в неподвижном контакте с глинистой коркой и сила прихвата возрастает до значений, превышающих допустимые нагрузки, для освобождения инструмента бывает необходимо снизить силу прихвата, регулируя тем или иным
способом величину отдельных факторов, влияющих на «прилипание» инструмента к стенке скважины.
Сила прихвата вследствие «прилипания» инструмента при оставлении его без движения выражается следующей зависимостью [40]:
Q = L ФцАр + bja) + [iF, (82)
где Q — сила прихвата, кгс; L — длина прихваченной части инструмента, см; b—длина хорды, соответствующей дуге прихвата, см; р, — коэффициент трения стальной поверхности о глинистую корку; Ар — средний перепад давления между стволом скважины и пластом в интервале прихвата, кгс/см2; — средняя ширина полосы прихвата по дуге, см; о — среднее значение сил адгезии на границе глинистой корки с металлом, кгс/см2; F — сила нормального давления инструмента на стенку скважины (составляющая от веса инструмента), кгс.
Длина прихваченной части инструмента зависит от ряда факторов, главные из которых: протяженность участка ствола, покрытого толстой липкой глинистой коркой; искривление скважины; кавернозность ствола; компоновка инструмента и величина разгрузки его о забой. После возникновения прихвата и до его ликвидации эта величина обычно не поддается регулированию.
Ширина полосы прихвата определяется наружным диаметром бурильного инструмента и углом охвата его глинистой коркой, который увеличивается с уменьшением разности диаметров инструмента и скважины, а также с увеличением толщины корки и глубины внедрения в нее инструмента. Очень большой величины может достигать площадь охвата при попадании инструмента в желоб. Ширину полосы прихвата можно частично регулировать разрушением глинистой корки в зоне контакта с бурильным инструментом путем установки различных (например, кислотных) ванн.
Анализ и количественная оценка отдельных факторов показывают, что на силу прихвата влияет в большей степени перепад давления, определяемый как разность гидростатического в стволе скважины, в зоне прихвата, и пластового давлений. Перепад давлений является прямой функцией плотности промывочной жидкости.
В случае прихвата инструмента перепад давления регулируют заменой части глинистого раствора более легкой жидкостью. Этот принцип лежит в основе способа ликвидации прихватов посредством установки нефтяных и водяных ванн.
Однако перепад давления не может служить причиной прихвата пока инструмент не будет прижат к стенке скважины с определенной силой. Эта первоначальная сила возникает в виде нормальной составляющей веса инструмента. Чем больше вес инструмента и угол искривления скважины, тем больше величина этой составляющей, которая может иногда служить самостоятельной причиной прихвата инструмента, например в наклонных скважинах.
Коэффициент трения и силы адгезии металла с глинистой коркой — функции физико-механических свойств корки, изменяющиеся в широких пределах. Так, коэффициент трения р колеблется от 0,12 до 0,30, его необходимо определять для каждой скважины, например по методике М. М. Александрова [7].
Силы адгезии и трения зависят от состава и свойств бурового раствора, вида его химической обработки, содержания смазочных и поверхностно-активных веществ и т. д.
Физическая сущность действия ванн заключается как в физико-химическом взаимодействии закачиваемой жидкости с фильтрационной коркой в зоне прихвата, приводящем к разрушению или изменению механической характеристики корки, снижению коэффициента трения и сил адгезии на границе между коркой и инструментом, так и в снижении гидростатического давления в стволе скважины, а следовательно, и перепада давления в зоне прихвата.
Объем жидкости, закачиваемой для установки ванны с целью снижения сил прихвата, вызванного перепадом давления, с учетом допустимых нагрузок на бурильные трубы при освобождении их расхаживанием, можно определить следующим образом.
Для рассматриваемого случая сила прихвата после установки ванны определяется уравнением [40]
Q’ = L фр’Ар’ + Ь^о’) + p. ‘F, (83)
где р/ — коэффициент трения стальной поверхности о фильтрационную корку после установки ванны; Ар’ — перепад давления на пласт в интервале прихвата после установки ванны, кгс/см2; о’ — удельная сила адгезии на границе корка—металл после установки ванны, кгс/см2.
Действие этой силы должно преодолеваться натяжением инструмента сверх собственного веса:
Q" = QroJ^ — Финстр’ (84)
где Qnon — допустимая нагрузка на инструмент, которая ограничивается или грузоподъемностью установки, или пределом текучести в резьбовых соединениях труб, кгс; k — коэффициент запаса прочности; Qhhctp — вес инструмента, погруженного в жидкость, кгс.
Из уравнений (83) и (84), учитывая, что Q"^Q’, получаем
д _/ ^ Qflon/fe Qhhctp Ib-fi’ р F (85)
/ftp’ ’
С другой стороны,
Д, = il-h) Ргр + Ар^ _
TOC o "1-5" h z г ю 10 п
При совместном решении уравнений (85) и (86) получаем
/Ар/ (0, Пргр — Рпл)———— f — QhHCTP "Ь ^1°
h >——————————————————————————————————————————————————- — , (87)
0,1/Ар’ (ргр — рж)
где / — глубина, соответствующая месту прихвата, м; h — необходимая высота подъема жидкости, закачиваемой для установки ванны, над местом прихвата, м; ргр — плотность находящегося в скважине бурового раствора, г/см3; рж — плотность жидкости агента ванны, г/см3: рпл — пластовое давление,
кгс/см2. •
Учитывая, что сила, возникающая под действием перепада давления, во много раз превышает другие составляющие элементы силы прихвата, для упрощения расчетов с некоторым приближением можно записать
/Ар’ (0,1 /Ргр — ?„,)————— + qhhctp
h>—————————————————————————- ———————————— , (88)
0,1 /Ар’ (ргр — рж)
В качестве примера рассмотрим случай прихвата инструмента в скв. 1 Советская (объединение Ставропольнефтегаз) при забое на глубине 3145 м. Ствол скважины в интервале 3011—2350 м обсажен 219-мм хвостовиком.
После окончания рейса инструмент подняли до глубины 3136 м, при этом его оставили без движения в течение 20 мин. Бурильная колонна, низ которой состоял из 100 м 146-мм УБТ, оказалась прихваченной в проницаемых известняках верхнего мела. Циркуляция во время и после возникновения прихвата не нарушалась.
Показатели бурового раствора следующие:
TOC o "1-5" h z р, г/см3 1,66
Г, с……………………………………….. 40
CHCj/jq, мгс/см* . . . …………………………………… 25/80
В, см3/30 мин……………………………………………………….. 30
Давление в кгс/см* на глубине, м…………………………. 3136
гидростатическое………………………………………….. 550
пластовое………………….. * . . * ….. . 410
По данным кавернометрии, в интервале 3100—3150 м ствол скважины имел сужение в среднем на 17 мм, а выше — до башмака хвостовика — характеризовался значительной кавер- нозностью.
|
Таблица 28 Расчетная высота подъема воды
|
В связи с тем, что нижнюю часть бурильной колонны центрировали долотом, можно предположить, что УБТ касались стенок скважины в интервале 3095—3118 м.
Величина b зависит от глубины внедрения труб в корку Ak. Точно определить Ak невозможно, поэтому при решении поставленной задачи необходимо задаваться различными его значениями и определять Ъ графически.
Подставляя в выражение (88) численные значения величин, получаем для рассматриваемого случая необходимую высоту подъема жидкости.
В табл. 28 приведены результаты расчетов для случая установки водяной ванны.
Для освобождения инструмента в данной скважине установили шесть ванн, из них: первые четыре — нефтяные, объемом 4, 10, 12 и 13 м3 с добавками по 250 кг дисольвана; пятая и шестая — водяные. Установка первых пяти ванн результатов не дала, так как максимальная высота подъема жидкости в кольцевом пространстве не превышала 770 м, не позволяя снизить перепад давления, достигавший 140 кгс/см2, до необходимых значений. При установке шестой (водяной) ванны высота подъема воды за бурильной колонной составила 1955 м, что достаточно для уменьшения перепада давления до значений, при которых сила прихвата уменьшалась до величины допустимого натяжения инструмента. На самом деле, после установки водяной ванны перепад давления был уменьшен на 126,5 кгс/см2, а сила, создаваемая оставшимся перепадом давления (13,5 кгс/см2), а также не учтенными при расчете силами адгезии и трения и действием нормальной составляющей веса инструмента, была преодолена дополнительным натяжением бурильных труб, равным 50 тс.
При расчете количества жидкости, необходимого для установки ванны, может быть два варианта.
Если известно пластовое давление в зоне прихвата, то в этом случае удобнее всего пользоваться номограммой [71] (рис. 17).
Предварительно условно определяют среднюю плотность смеси жидкостей (рсм) после установки ванны с условием 5—
Рис. 17. Номограмма для расчета потребного содержания нефти для ванны
|
Содержание легкого компонента,% |
10%-ного превышения гидростатического давления в скважине над пластовым для наиболее высоконапорного горизонта. Например, наибольшее пластовое давление в зоне прихвата на глубине 4000 м составляет 650 кгс/см2. При установке нефтяной ванны суммарное гидростатическое давление столбов глинистого раствора и нефти с учетом 5%-ного превышения над пластовым должно составлять:
рг = 1,05рпл = 682,5 кгс/см2.
(89)
Тогда
682-10 . . з
Ргм = ——— ^— = 1.71 г/см3.
см 4000
Отложив на правой оси номограммы значение плотности жидкости в скважине в момент установки ванны (р), а на левой — плотность нефти (рн), применяемой для ванны, можно соединить полученные точки прямой, т. е. из точки на правой оси, соответствующей условной плотности смеси жидкостей (рем), провести горизонтальную прямую до пересечения с ранее полученной линией. Из точки пересечения восстановить перпендикуляр к горизонтальной оси, характеризующий объемное содержание (в %) легкого компонента в смеси жидкостей в скважине, принятой за 100%).
Пример пользования номограммой (см. рис. 17).
Плотность, г/см3:
TOC o "1-5" h z жидкости……………………………. . 1,8
нефти…………………………………. . 0,85
смеси……………………………………….. 1,71
По номограмме при этих показателях объем нефти, необходимый для установки ванны, составит 10% от объема ствола скважины.
В случаях ликвидации прихватов в районах с малоизученными геологическими условиями (когда пластовое давление неизвестно) или при предварительном снижении плотности промывочной жидкости по всему стволу скважины до мини
мальной допустимой величины потребное количество нефти определяется по формуле
|
(90) |
Q = 0,785 (да-dl) (H + h) + 0,785dX
где Q — количество нефти для ванны, м3; k — коэффициент ка — вернозности для диаметра ствола в зоне прихвата; D — диаметр долота, м; dH — наружный диаметр бурильных труб, м; dB — внутренний диаметр бурильных труб, м; Н — интервал прихваченного участка колонны, м; h — расчетная высота подъема нефти выше верхней точки прихвата, м (не менее 100 м); h — высота столба нефти в бурильных трубах, м. ,
Количество нефти в затрубном пространстве и трубах распределяют исходя из конкретного состояния скважины и необходимой частоты восстановления циркуляции (во избежание ее потери), а также общего времени действия ванны. В общем случае количество избыточной нефти (в м3) в бурильных трубах может быть определено из выражения
Q =« щТ,
где п — число операций по восстановлению циркуляции в 1 ч; q — количество прокачиваемой жидкости за одну операцию, м3; Т — время, в течение которого проводится продавливание нефти в затрубное пространство, ч.
Тогда избыточное давление (в кгс/см2) в нагнетательной системе на устье скважины составит
Р = (Рр — Ря)"9.Г J (91)
10РТ ‘ V
где FT — площадь внутреннего сечения бурильных труб в зоне ванны, м2; рр, рн — соответственно плотности промывочной жидкости и нефти, г/см3.
Максимально ожидаемое давление (в кгс/см2) в процессе установки ванны наблюдается к моменту выхода нефти из труб:
|
(92) |
Ртах —* 0,1F (рр ри) — j — р,
где р — давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений при движении жидкостей в трубах и затрубном пространстве, определяемое по известным принятым методикам, кгс/см2.
Ртах ограничивается внутренним давлением, при котором опрессована бурильная колонна на максимальное рабочее давление.
Инструмент освобождается не сразу после установки ванны, а по истечении некоторого времени, необходимого для протекания процесса физико-химического взаимодействия между
закачанным агентом и фильтрационной коркой на контакте с поверхностью прихваченного инструмента. Однако не всегда удается обеспечить проникновение жидкости ванны в контактную зону и выдержку ее в течение необходимого времени, так как разница значений плотностей промывочной жидкости и агента ванны (например, нефти или воды) достигает 0,40— 1,50 г/см3. В результате указанного агент ванны самопроизвольно перемещается вертикально из зоны прихвата под действием гравитационных сил, при этом время фактического действия агента значительно снижается.
Факт всплытия нефти по стволу скважины отмечен во время работ по ликвидации прихватов с применением ванны и подтверждается лабораторными исследованиями, при которых использовали установку, состоящую из стеклянной трубки диаметром 30 мм и длиной 1600 мм, разделенной пробковым краном на две части в соотношении 1 : 4. В нижнюю часть установки длиной 400 мм заливали нефть, кран закрывали, а в верхнюю часть наливали (Ю см по высоте трубки) буферный раствор, затем до верха — глинистый раствор. По времени всплытия всего объема нефти подсчитывали скорость всплытия. Установили, что скорость всплытия нефти зависит от архимедовой силы, от реологических параметров буферной жидкости и промывочного раствора, от плотности раствора в трубке, имитирующей скважину. Для разных значений плотности раствора требуется определенное значение СНС буферной жидкости, предупреждающее всплытие нефти. Область значений СНС буферной жидкости, замеренных через 10 мин, для предупреждения всплытия нефти в растворе определенной плотности находится выше зоны, ограниченной кривой (рис. 18).
Как показали лабораторные исследования, в качестве буферной жидкости с успехом может быть использован структурированный глинистый раствор, отвечающий следующим требованиям:
|
ЛЧ-0 |
|
1,0 1,2 1,Ь 1,5 1,8 |
|
Плотность глинистого раствора, г/см• |
а) плотности буферных пачек и промывочной жидкости должны быть одинаковыми или отличаться незначительно;
Рис. 18. График потребного СНС буферной жидкости в зависимости от плотности бурового раствора
б) для предотвращения смешивания нефти с промывочной жидкостью и удержания ее в зоне прихвата в период действия ванны необходимо, чтобы вязкость была максимально возможной, а СНС, замеренное через 10 мин, имело значение не менее 270 мг/см2;
в) водоотдача буферной жидкости не должна превышать водоотдачу промывочной жидкости в скважине;
г) в местах смешивания буферные жидкости не должны вызывать коагуляцию бурового раствора.
Буферные жидкости могут быть приготовлены и из пресного, и из минерализованного бурового раствора при обработке его реагентами-структурообразователями, в качестве которых могут быть использованы:
Температура, °С. ………………………….. . 100 100—150 >150
Реагент. ………………………………………….. Крахмал КМЦ Метас
Дозировка этих реагентов не превышает 2—3%. Перед приготовлением буферной жидкости на скважине рецептуру обработки раствора устанавливают в лаборатории.
Промышленные испытания и внедрение в объединениях Краснодарнефтегаз, Кубаньгазпром, Ставропольнефтегаз, Грознефть, Азнефть, Каспморнефть показали высокую эффективность буферных жидкостей при установках нефтяных ванн. В качестве примеров приведем случаи ликвидации прихватов установкой ванн с буферными жидкостями.
На скв. 15 Лабинская для ликвидации прихвата, вызванного — перепадом давления при оставлении инструмента без движения в течение 45 мин на глубине 4926 м в процессе бурения третьего ствола (забойная температура 170°С), провели следующий комплекс мероприятий:
а) снизили перепад давления на 73 кгс/см2 уменьшением плотности раствора по циклу циркуляции от 2,15 до 2,0 г/см3;
б) на базе раствора путем обработки его метасом и каустической содой в соотношении 10:2 (по сухому веществу) приготовили 6 м3 буферной жидкости нетекучей вязкости с СНСю=270 мгс/см2, плотностью 2,0 г/см3;
в) определили количество нефти для ванны с условием наиболее полного снижения перепада давления в зоне прихвата, не допуская, чтобы давление в бурильных трубах в процессе продавки нефти превышало 350 кгс/см2.
Жидкости закачивали в такой последовательности: 3,5 ма буферной жидкости; 18 м3 нефти и 200 л дцсольвана (по 9 м3 в затрубное пространство и трубы); 2,5 м3 буферной жидкости, 40 м3 продавочного раствора. Колонна освободилась через 2 п после окончания установки ванны при разгрузке инструмента на 30 тс ниже его веса по индикатору.
Опытом предыдущих работ на этой скважине установлена (при бурении первых двух стволов, в которых возникли при-
хваты), что при окончании установок нефтяных ванн в результате смешения нефти с раствором, флокуляции частиц утяжелителя и выпадения его в осадок прекращалась циркуляция и нефть интенсивно всплывала. При использовании буферных жидкостей подобные явления были исключены.
В скв. № 3 Суздальская колонна труб при проворачивании ротором вписалась в желобную выработку, расположенную в интервале 4980—5080 м (долото на глубине 5425 м при забое скважины 5495 м), и, находясь без движения в течение 5 мин, была прихвачена под действием перепада давления 430 кгс/см2 (гидростатическое давление — 960. кгс/см2, пластовое — 530 кгс/см2). Для ликвидации прихвата установили четыре нефтяные ванны с дисольваном (по существовавшей технологии),, которые оказались безрезультатными. Перед установкой нефтяной ванны с буферной жидкостью перепад давления в зоне прихвата снизили до 230 кгс/см2. В скважину закачали 32 м3, нефти с дисольваном, отделив агент ванны от промывочной жидкости пачками буферного раствора с показателями, аналогичными предыдущему случаю.
Колонну освободили через 16 ч при натяжке ее на 50 тс сверх веса инструмента с проворачиванием ротором на безопасное число оборотов.
Обращает на себя внимание то обстоятельство, что после ликвидации прихватов было вымыто из скважин при прямой циркуляции соответственно 15 и 28 м3 чистой нефти, пригодной для дальнейшего использования. По скорости и времени промывки глубина нахождения нефти в стволе скважины соответствовала положению зоны прихвата.
Практика показывает, что около 80% прихватов, происшедших под действием перепада давления, ликвидируется установкой нефтяных ванн. Говоря о своевременности этой операции, необходимо отметить, что к ликвидации 70% прихватов приступили спустя 2—20 ч от начала их возникновения, а к ликвидации остальных прихватов приступили спустя 25—50 ч (например, в случае поломок бурильного инструмента). Разумеется, эффект действия ванны зависит от своевременности проведения.
Другое важное обстоятельство — время воздействия агента ванны в зоне прихвата. Анализом промысловых данных, (по Краснодарскому краю) установили, что 75% прихватов’ ликвидируется при действии агента ванны в течение 4 ч.
Время действия ванны, после которого инструмент освобождается, зависит также от перепада давления, вызвавшего прихват инструмента. Корреляционная связь между временем действия ванны и значением перепада давления, установленная на основе статистического метода анализа с применением теории парной корреляции, цыражается прямой
t= —0,21 +0,051 Ар (93) с коэффициентом корреляции 0,915, что свидетельствует о тесной взаимосвязи явлений.
Также установили, что в большинстве случаев эффективны ванны из легких (по плотности) нефтей с добавками дисоль — вана до 1%.