книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

цк., = 4ц = О,004 Па ■с.

Подставив значения в формулу (6.236), находим

Lxp = [30• 106 • 29000 • 0,004/(2 ■9,86 ■1,44 ■106 ■0,13 ■0,01 ■10 s • 26,7 - Ю6)]0'5 = = 3480 • 106 /(0,01 • ЮТ5 = 590 см = 5,9м.

Ширина такой трещины по (6.240) составляет

W*, = W } - 2 ■0,25)(1 + 0,25)(31,8 - 26,7)/(3 ■104)]590 = = [(4 ■0,5 • 1,25 • 5,1)/(3 ■lO^JSOO = 0,25 см.

Очевидно, трещины такой ширины практически невозмож­ но закрепить песком. Для увеличения размеров трещины на­ гнетаем вязкую буферную жидкость без песка по условиям и расчетам задач 1 и 2, т.е.

У6ж= 74мъ =74 • 106 см3; цбж. =40мПа • с = 0,04 Па ■с.

Остальные данные берем из предыдущего расчета. Полудлина трещины, образующейся во время нагнетания

вязкой буферной жидкости

Д1ж =[74 • 106 - 29000 • 0.04М2 • 9,86 • 1,44106 0,13 • 0,01 • 26,7- Ю6)]0-5 = = [8584 • 106 /(0,01 ■Ю6)]0-5 = 2930 см = 29,3 м

Ширина трещины

We.x = [4 ■0,5 • 1,25 ■5,1/(3 ■104)]2930 = 1,24 см.

Таким образом, после нагнетания буферной жидкости тре­ щина раскрыта достаточно широко и развита глубоко.

Рассчитаем размеры трещины, которая образуется после поступления в пласт, вслед за буферной жидкостью, жидкос- ти-песконосителя.

Дополнительные исходные данные:

V= Кйаг + Уж„=74 + 246 = 320м1= 320 ■106 см\

|хжп 40 мПа • с = 0,04 Па ■с. Полудлина трещины

Ьжп =[320 ■106 • 29000 • 0,04/(2 • 9,86 ■1,44• 0,13 ■0,01 - 10~8 • 26,7 - Ю5]0-5 = = [371200 • 106/(0,01 • Ю6)]0'5 = 6093 см = 61 м.

Ширина трещины

Wxp = [4 • 0,5 ■1,25 • 5,1/(3 • Ю4)]6093 = 2,6 см = 0,026 м.

Ширина трещины, очевидно, в несколько раз завышена. Оценим объем трещины и сравним его с объемом закрепите­ ля в количестве 22 т. Учитываем, что удельный объем песка в трещине равен 1,6 м3/т. Объем песка, использованного во вре­ мя ГРП,

571

V„ - M„/l,6 = 22,1/1,6 = 13,7л*3.

Объем трещины

v„ = STPWxa = 2Lx„hWx.„= 2• 6Ы2 • 0,026 = 38л,3.

Таким образом, объем раскрывающихся трещин может вместить значительно больше песка, чем закачано с жид- костью-песконосителем. Объем отфильтрованной в пласт жид­ кости при ГРП

V. = V +F, +F -Г =30+ 74+ 246-38 = 312 лЛ

ф,Л7 ж.р о.Ж ж п тр

Задача 4.

Рассчитать параметры процесса ГРП в скважине.

Пр и м е р 4.1. По условиям задач 1—3 изобразить таблично

играфически изменение основных параметров во время прове­ дения ГРП. Параметры режимов ГРП приведены в табл. 6.25

Решение

Для расчета параметров процесса ГРП задаемся возрастаю­ щим фиксированным расходом жидкости, отвечающим режи­ мам работы насосных агрегатов 4АН-700, указанным ниже.

Все остальные значения расхода зависят от qM.

Время закачивания для режимов 1—6 фиксированное, на уровнях, указанных в табл. 6.25, а для 7—10 —рассчитано как частное от деления соответствующих объемов на расход жид­ кости.

Давление на забое во время изменения расхода от 276 м3/сут. до 0,85 qMможно определить по индикаторной кривой.

Давление на устье рассчитывают по схеме, описанной в задаче 1. Репрессию в пласте определяют как разницу Poi ~ Рт = АР,. а коэффициенты приемистости - по следую­ щей зависимости:

*«=9;/ДР,.

Результаты расчетов, выполненных на ПК для условий на­ шей задачи, сведены в табл. 6,26

572

573

Рис. 6.25. Изменение основных параметров при ГРП:

На рис. 6.25 показано изменение основных параметров во время ГРП по результатам расчетов табл. 6.26.

6.8. ПУСК СКВАЖИНЫ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

(Start of well operation)

Пуск скважины в эксплуатацию необходимо осуществлять методом постепенного увеличения депрессии с наблюдением за показателем пескопроявления (отбюр проб на мехпримеси). Наличие в период освоения некоторого количест­ ва песка в струе жидкости и на забое скважины не является отрицательным показателем. Это может произойти из-за того, что в радиусе выработки, в приконтактной зоне с закрепленной поверхностью пласта, на противопесочный экран могут дейс­ твовать нагрузки горного давления, распространяющиеся уже в новой среде пласта и вызывающие дополнительные разруше­ ния связей частиц скелета коллекторской породы.

Для данного случая тангенциальная составляющая атгорного давления с учетом его коэффициента определена из выражения

574

Ф —угол внутреннего трения для пород типа КС, насыщен­ ных нефтью, равный 41,5°; Г| —коэффициент снижения горно­ го давления, вычисленный по данным гидравлического разры­ ва пластов в Азербайджане, в среднем равен 0,7; L — глубина скважины, м; у — плотность жидкости с песком, принимае­ мая равной 1,0 г/см3; г —радиус скважины, м; R —радиус за­ крепленной части выработки, м; р, —забойное давление, рав­ ное 0,1 МПа.

Тангенциальная составляющая действует как сжимающая нагрузка (аг=ссж.) при одноосном нагружении;

где / — динамический уровень в дренированных скважи­ нах, принимаемый равным подвеске насоса.

Эта зависимость линейная, так что по ней легко рассчи­ тать необходимую подвеску глубинного насоса или второго ря­ да лифтовых труб по известной прочностной характеристике породы пласта.

Подставив все известные значения в формулу (6.246) полу­ чим выражение для вычисления необходимой прочности противопесочного экрана от глубины объекта, радиуса выработки и создаваемой депрессии на пласт;

мограмма (рис. 6.26) для заданных значений / и R.

Пример пользования номограммой.

Пусть глубина скважины L = 1000 м, радиус за­ крепленной выработки R = 0,2 м, коэффициент горного давле­ ния £ = 0,4. Скважина пускается в эксплуатацию через трое суток после крепления.

Из точки A(L = 1000 м) восстановим перпендикуляр до пере­ сечения с линией R = 0,2 в точке В. Из точки В проведем пря­ мую, параллельную оси LKp до пересечения во втором квадра­ те с линией £ = 0,4 в точке С.

Из этой точки опустим перпендикуляр и продолжим его в

575

Р а з д е л 7

ЛИКВИДАЦИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ

ВПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

ИОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

(PROBLEMS AND ACCIDENTS ELIMINATION)

Осложнения в процессе бурения скважин мож­ но разделить на следующие основные группы:

—прихват бурильных труб;

—осыпи и обвалы пород;

—поглощение бурового раствора;

—поступление в скважину пластового флюида, переходя­ щее в перелив раствора из скважины с возможным последую­ щим выбросом (фонтаном).

7.1.ПРИХВАТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ

(Sticking of drill pipe in uncased hole)

Бурильные трубы считаются прихваченными, когда часть бурильной колонны или УБТ находится в неподвиж­ ном состоянии и невозможно их осевое перемещение в сква­ жине. При возникновении прихвата движение бурильных труб

идальнейший процесс бурения невозможны.

Впрактике бурения прихваты бурильных труб происходят вследствие перепада давления, по механическим причинам, в результате образования желобов, осыпей, обвалов и т.д.

7.1.1. ПРИХВАТ ВСЛЕДСТВИЕ ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ

(Pressure differential sticking)

Этот прихват возникает, когда разность между гидростатическим давлением бурового раствора и пластовым (поровым) давлением становится чрезмерно большой в интерва­ лах пористых и проницаемых отложений, таких как песчаник и известняк (рис. 7.1). Другими условиями является наличие тол­

ность проницаемой зоны; t — толщина глинистой корки; / коэффициент трения (использован для учета изменения вели­ чины площади контакта между стальной бурильной трубой и глинистыми корками разного состава).

Чем больше время нахождения бурильных труб в неподвиж­ ном состоянии, тем существеннее толщина глинистой корки. Кро­ ме того, коэффициент трения увеличивается поддействием боль­ шого количества воды, фильтруемой сквозь глинистую корку.

Сила, возникающая за счет перепада давления, зависит от изменения перепада давления Нг — рпл. В нормальных услови­ ях бурения поддерживают перепад давления в пределах 0,68— 1,36 МПа.

Зоны уменьшения давления наблюдаются при глубоком бу­ рении, когда градиент пластового давления снижается, в то время как градиент давления бурового раствора остается не­ изменным и соответствующим поровому давлению вышеле­ жащих пластов.

На рис. 7.2. представлена схема возможной ситуации на на­ чальном этапе прихвата и через несколько часов.

П р и м е р 7.1. Определить величину прижимающей си­ лы прихвата (прилипания) в проницаемой зоне мощностью h = 9,1 м, используя следующие данные; перепад давления Нг —рпл = 0,68 МПа; толщина глинистой корки t = 12,7 мм; коэффициент трения / = 0,1.

578

П р и м е р 7 .2 . Буриль­

ная колонна состоит из бурильных труб общей длинной 4572 м и весом 290,2 Н/м и УБТ длиной 152 м и весом 2232 Н/м. Ус­

тановлено, что бурильная колонна прихвачена у первой све­ чи УБТ ниже бурильных труб. Плотность бурового раство­ ра 1600 кг/м3, прижимающая сила за счет перепада давления DF = 489780 Н, Марки имеющихся бурильных труб — Е, X, G и S. Определить вес бурильной колонны в жидкости; общую нагрузку на крюке при натяжении вверх прихваченного инс­ трумента; значение предельного натяжения для четырех ма­ рок труб, учитывая, что трубы по износу относятся к катего­ рии повышенного качества.

Решение. В расчетах учитывается только вес бурильных труб, так как вес УБТ исключается в точке прихвата. Тогда вес

П р и м е ч а н и я . 1. Все бурильные трубы считаются трубами повышен­ ного качества.

2. Предельно допустимое натяжение (МОР) представляет собой разность предела текучести и нагрузки на крюке.

Таким образом, для существующих условий марка Е име­ ет отрицательное значение МОР, что означает разрыв буро­

вой трубы, если для ее освобождения будет приложено на­ тяжение величиной 1525396 Н. Только марки X, G и S могут быть использованы в скважинах данного типа, где величи­ на прижимающей силы за счет дифференциального давле­ ния равна 489780 Н.

Если, несмотря на принятые выше меры предосторожно­ сти, бурильная колонна оказалась прихваченной, то можно ис­ пользовать различные методы для ее освобождения.

Наиболее распространены следующие методы: 1) уменьше­ ние гидростатического давления; 2) установка ванн; 3) развин­ чивание бурильного инструмента; 4) ловильные работы при помощи испытателя пластов (для извлечения бурильного ин­ струмента); 5) ловильные работы в скважине.

Рассмотрим более детально механизм прихвата буриль­ ной колонны за счет перепада давления между скважиной и пластом.

давления Ар между скважиной рскви пластом р„„ имеет определенную структуру.

Наиболее плотная часть корки —это ее нижние слои, при­ легающие к породе, образующей стенки скважины. По мере удаления от стенки слои глинистой корки делаются все менее плотными.

Толщина корки и характер изменения ее плотности в на­ правлении радиуса зависят от свойств глинистого раствора,

580