Солнечная электростанция 30кВт - бизнес под ключ за 27000$

15.08.2018 Солнце в сеть




Производство оборудования и технологии
Рубрики

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

Коэффициент

трения

Необходимая высота подъема воды, м, при Ak,

мм

1

2

3

4

5

0,15

1450

1520

1690

1720

1745

0,20

1600

1650

1775

1800

1815

0,25

1740

1785

1850

1920

1975

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%.

Оставить комментарий