книги / Прихваты колонн при бурении скважин
..pdfтрацнонкая корка, воспроизводился прихват индентора, а затем его сдвиг но корке и замерялась сила сдвига (время формирования корки 30 мим, время прихвата 30 мин). Исследовали как нату ральный буровой раствор, так и его модели. Результаты экспери ментов приведены на рис. 13, из которого следует, что:
добавки ГКЖ-10 снижают си |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
лу |
прихвата (удельную |
силу |
со |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
противления |
индентора |
по |
кор |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
ке), но менее интенсивно по |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
сравнению |
с данными, |
приведен |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
ными в инструкции СибНИИНП; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
опти м альи ая |
|
в |
дози ровка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
ГКЖ-10 |
|
находится |
пределах |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
0,6—0,8 %, однако этой концент |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
рации соответствует |
лишь |
|
6— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
8 %- содержание нефти; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
наиболее эффективно совмест |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
ное использование ГКЖ-10 и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
нефти |
(точка |
со |
звездочкой |
на |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
рисунке); |
нефти |
(кривая 4) |
бо |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
добавки |
|
I |
|
I |
b |
1- |
- |
- 1 |
8 |
!-------- 1 |
||||||||||||
лее |
интенсивно |
снижают |
силу |
|
0 |
|
2 |
|
|
6 |
|
Ю |
||||||||||
|
|
|
Содержание нефти,% |
|
||||||||||||||||||
прихвата, чем ГКЖ-10 |
(при |
ис |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
пользованных |
концентрациях). |
Рис. 13. Зависимость удельной силы |
||||||||||||||||||||
Аналогичные |
результаты |
|
по |
сопротивления |
сдвигу индентора по |
|||||||||||||||||
лучены |
при |
исследовании нату |
фильтрационной |
|
корке |
от |
добавок |
|||||||||||||||
|
|
смазотпых веществ: |
|
|
||||||||||||||||||
ральных |
|
буровых |
растворов на |
/ __ буровой |
раствор |
из |
скв. 12 166 Само- |
|||||||||||||||
четырехшариковой |
машине |
тре |
тлорского |
месторождения, |
Q== 1170 |
кг/м-3* |
||||||||||||||||
Т —2\ |
с, |
5 = 9 |
см% |
л:=1 |
мм, |
рН= 7. С И С = |
||||||||||||||||
ния |
(табл. 15). |
|
|
|
|
|
|
|
= 0/6 |
дПэ, коллоидальность С=2,15%, твер |
||||||||||||
Поскольку |
ГКЖ-Ю |
применя |
дая фаза 23,1%, раствор обработан финн- |
|||||||||||||||||||
фиксом; |
2 — модельный |
раствор из |
гли |
|||||||||||||||||||
ется |
как |
многофункциональная |
нистого |
шлама, |
обработан |
0,1% |
КМЦ, |
|||||||||||||||
р—1150 |
кг/м\ |
Т =180 |
с, |
C I l C = 8 , [ i m |
дПа. |
|||||||||||||||||
добавка |
|
(в том |
числе |
и как хи |
В = 5 |
см\ pH = 8, |
содержание песка |
1,5%> |
||||||||||||||
мический |
реагент для улучшения |
3 — модельный |
раствор, обработанный |
1,5% |
||||||||||||||||||
КССБ, 0=1160 |
кг/м3, |
Т —20 |
с. С Н С = 27/4S |
|||||||||||||||||||
свойств буровых растворов) и по |
дПа, |
Я=5 см\ |
рН= 8,2, |
содержание |
песка |
|||||||||||||||||
1,5%; |
^ — TQ же? в качестве |
смазочной до |
||||||||||||||||||||
своему |
|
смазочному |
действию |
бавки |
использовалась |
нефть. |
В |
растворам |
||||||||||||||
уступает |
|
нефти, |
|
целесообразно |
/, 2, .3 |
использовалась |
кремнннорганнчес- |
|||||||||||||||
|
|
|
|
кая |
жидкость |
ГКЖ-10 |
|
|
||||||||||||||
исследовать |
влияние совместных |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
добавок ГКЖ-Ю и нефти на при- |
|
очень |
важно |
для |
выбора |
|||||||||||||||||
хватоопасность |
бурового |
раствора. Это |
и назначения схемы обработки бурового раствора при проводке скважин в условиях Западной Сибири.
Для исследований был использован буровой раствор, приго товленный из шлама, отобранного при бурении скважины на Самотлорском месторождении и обработанный 1,5% КССБ. Пара
метры |
раствора: р=1120 кг/м3, |
Т=2Ъ с по |
СПВ-5, |
СНСi/io= |
||
= 0,3/0,9 Па, В = 5 см3 по ВМ-6, рН=8,2, |
содержание песка 1,5%. |
|||||
На экспериментальной |
установке |
НК*1 |
при |
перепаде |
давления |
|
3 МПа |
формировалась |
фильтрационная |
корка |
из исследуемого |
||
раствора, воспроизводили прихват |
индентора, а затем |
его сдвиг |
3* |
51 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 16 |
||
|
|
Содержание, |
|
|
|
|
|
|||
|
|
% |
|
|
|
|
|
|
A |
|
* i |
.V* |
|
|
|
у а |
Уi |
si |
sA |
l^iPac — |
|
нефти |
ГКЖ-Ю |
y i расч |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
||||
—1 |
— 1 |
0 |
|
0 |
34.0 |
36,0 |
4,00 |
35,3 |
0,49 |
|
|
|
|
|
|
38.0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
36.0 |
|
|
|
|
|
4-1 |
— 1 |
10 |
|
0 |
13,8 |
12,5 |
3,37 |
12,2 |
0,09 |
|
|
|
0 |
|
1,0 |
11,4 |
|
|
|
|
|
—1 |
4-1 |
|
27,5 |
25,6 |
1,96 |
25,8 |
0,04 |
|||
|
|
|
|
|
24,0 |
|
|
|
|
|
|
|
10 |
|
|
25,2 |
|
|
|
|
|
4-1 |
4-1 |
|
1,0 |
7.1 |
7,2 |
0,50 |
7,7 |
0,25 |
||
|
|
0 |
|
|
7.2 |
|
|
|
0,36 |
|
— \ |
0 |
|
0,5 |
30.0 . |
29,4 |
1,35 |
30,0 |
|||
|
|
|
|
|
30,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
28.1 |
|
|
|
|
|
4-1 |
0 |
10 |
|
0,5 |
9,2 |
9,5 |
1,80 |
9,4 |
0,01 |
|
|
—1 |
|
|
|
9,8 |
|
|
|
1,44 |
|
0 |
5 |
|
0 |
18,2 |
18,6 |
1,06 |
19,8 |
|||
|
|
|
|
|
18,9 |
|
|
|
0,49 |
|
0 |
-М |
5 |
|
1,0 |
13.7 |
13,5 |
0,63 |
12,8 |
||
|
|
|
|
|
14,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12.8 |
|
|
15,7 |
0,16 |
|
0 |
0 |
5 |
|
0,5 |
15,3 |
16,1 |
0,55 |
|||
|
|
|
|
|
16,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица |
17 |
|
|
|
|
|
|
|
Уровни факторов |
Интервал |
|||
|
|
Фактор |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
-1 |
0 |
+1 |
варьиро |
|||
|
|
|
|
|
вания |
|||||
|
A'J — концентрация |
|
нефти |
0 |
5 |
10 |
5 |
|
||
|
в буровом растворе, |
% |
0 |
0,5 |
1,0 |
0,5 |
||||
|
х2— концентрация |
|
ГКЖ-Ю |
|||||||
|
в буровом растворе, |
% |
|
|
|
|
|
Полученное значение (?раСч = 0,263 < Отаол = 0,478, следова тельно, гипотеза однородности 'дисперсии принимается. Урав нение регрессии имеет вид:
.. У =_bp -j- fri-Vi4~ Ьп.х2+ bnx~{ -j- Ь*»х\ 4- Ь12ххх2.
531;
В ортогональном планировании коэффициенты регрессии и их ошибки определяются по формулам
N |
. |
* |
(67) |
|
bk = 2 Хк&ч |
|
i= 1 |
||
t=i |
1 |
|
||
S- {bk) = S2 (у! / |
jгД , |
(68) |
||
2 |
4 - |
|||
/ |
|
|||
|
1=1 |
|
Вычнслим коэффициенты:
^ = ( 2 ^ ) / 6 = “ 6 1’8 / 6 = - 10’30;
b* = ( Z XaJtJi) l 6 = -20-8/6 = -3 ,4 7 ;
Ьп = ( 2 4iy i ) I 2 = —7,94/2 = 3,97;
|
|
9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
6к = (2 |
*»у£) / |
2 = |
1>14/2= о-57» |
|
|
|||
|
^ е |
( 2 * 1 < а д { ] | |
|
4 = |
5 ,1 2 /4 = |
1,28; |
|
|
|
|
|
i=i |
' |
|
|
|
|
|
|
|
|
9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
&о = |
2 ^‘-/9 + ( ~ 2/3) |
+ ( - 2 /3 ) 622 = |
|
|||||
|
|
t=l |
|
|
|
|
|
|
|
= 18,71 + |
( - 2 /3 ) |
3,97 + |
( - 2 /3 ) |
|
0,57 = 18,71 - |
2,64 - |
0,38 = |
15,71; |
|
у = |
15,71 — 10,3*1 — 3,5*2 |
-}- 3 ,97*f -f- 0,57*| + |
1 ,28*I*2. |
(69) |
После перевода кодированных значений в натуральные полу чаем следующее уравнение;
у = 35,33 — 3,9*х — 11,84*2+ 0,16*j + 2,28*| -4-0,51*г*2. |
(70) |
Дисперсия адекватности
S& = S R — SE = (3,33 — 0,55) = 2,78, |
(71) |
тде S R— остаточная сумма квадратов
N
S R = 2 ( ^ Расч.— Vi)2- |
(72) |
i=i
Дисперсия воспроизводимости для нулевой точки
(73)
5 4
|
Критерий |
Фишера |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
f = S W A = ^ . |
= 10 |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Su/f2 |
|
о,55/2 |
|
|
|
|
|
у ' |
|
где /[ |
и /2 — числа |
степенен свободы: |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
fi = N - |
- (--+- 2g(fe + *- - (/!„ - |
1); |
|
|
|
|
(75) |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
k = ( no— •) |
|
|
|
|
|
(76) |
|||
( к — число |
факторов, |
по — число повторных измерении). |
|
|
|||||||||||||
|
|
|
/1 = 9 - |
(2 + 2) |
(2 + |
1) |
— ( 3 - |
1) = 1; /,= 3 - 1 = 2 . |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
Для степенен свободы /1 = |
1 |
и /2 = |
2 табличное значение кри |
|||||||||||||
терия |
Фишера |
Гт = 18,5. |
Так |
как F < F T , можно |
принять гипоте |
||||||||||||
зу, что модель адекватно пред- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
ставляет |
экспериментальные |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
данные. |
|
|
|
|
|
|
|
С\> |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Подставив |
|
в |
полученное |
|
|
|
|
|
|
|
_ |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
уравнение |
(70) |
значения |
фак |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
торов |
Х\ и Хг |
(соответственно |
|
со |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
<§ |
|
|
/7/ |
1 |
|
|
||||||||||
процентное |
содержание нефти |
|
„ |
|
|
||||||||||||
g |
|
L/ |
|
|
|
||||||||||||
и ГКЖ-Ю), получим значение |
|
Сэ |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
силы прихвата у (в условных |
|
5 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
единицах), |
умножив |
которое |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
на |
переводной |
коэффициент |
|
с |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
сс |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
0,1 найдем удельную (на еди |
ta |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
ницу площади) |
величину силы |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
сопротивления сдвигу инденто- |
|
|
2 |
b |
|
|
S |
в |
10 |
||||||||
ра |
по фильтрационной |
корке. |
|
|
Содержание нефти . % |
|
|||||||||||
|
Приняв |
Хч= 0 |
и |
-Vi= 1 % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
ГКЖ-Ю, получим зависимость |
|
Рис. 14. Зависимость удельной силы со |
|||||||||||||||
удельной силы |
сопротивления |
|
противления сдвигу иидентора по филь |
||||||||||||||
от содержания |
нефти |
в раст |
|
трационной корке от содержания в бу |
|||||||||||||
воре |
(рис. |
14). |
Из |
рисунка |
|
ровом растворе нефти и ГКЖ: |
|
||||||||||
|
/ — 0°з, |
2 — 1%, параметры |
исходного раство |
||||||||||||||
видно, что оптимальное содер |
|
ра: л= 1120 кг/м1, |
Г=25 |
с, |
СЯС=3<9 |
дПа, |
|||||||||||
жание нефти в буровом раст |
|
|
|
В -5 |
см3 |
|
|
|
|||||||||
воре, |
приводящее |
к наиболее |
|
прихвата, находится |
в |
пределах |
|||||||||||
существенному |
снижению |
силы |
|||||||||||||||
8—10%. Наиболее эффективная |
смазочная |
композиция — смесь |
|||||||||||||||
6—8 % нефти с 1 % ГКЖ-Ю (кривая 2). |
|
|
|
применении |
|||||||||||||
|
Вывод |
о |
наиболее |
эффективном |
совместном |
|
ГКЖ-Ю и нефти убедительно подтверждается данными по буре нию 36 скважин Самотлорского месторождения. После статисти ческой обработки этих данных (табл. 18) оказалось, что наиболее высокие показатели механической скорости и проходки на долото получены при совместном применении ГКЖ-Ю и нефти. В настоя щее время с применением нефти и ГКЖ-Ю в Западной Сибири бурится больше половины скважин.
55
|
|
|
|
Таблица J6 |
|
|
Смазочные добавки |
|
|
Показатель |
0.6 и 8% |
10% нефти |
0,6- 0.8% |
Без добавок |
|
ГКЖ-Ю |
гкж-ю |
||
|
и нефти |
|
|
|
Механическая скорость v, |
49,3 |
47,3 |
42,1 |
44, ft |
м/ч |
282,4 |
259,1 |
240,2 |
236,9 |
Проходка на долото Н, м |
СНИЖЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИСТВОЛЬНОЙ ЗОНЫ
В ряде случаев, когда основной фактор при возникновении при хватов — высокая проницаемость среды и, как следствие, боль шая гидропроводность в системе скважина — пласт, необходимо снизить проницаемость коллектора. Некоторого уменьшения фильтрации можно достичь заполнением приствольной зоны твер дыми частицами бурового раствора (глина, утяжелитель) или закупориванием пор пласта фильтратом, в состав которого входят гипан, КССБ, УЩР и другие вещества, имеющие щелочную ре акцию и образующие с пластовой водой хлоркальциевого типа нерастворимые осадки.
Способ механической кольматацпи, основанный на удалении верхних слоев корки и последующем формировании более плотной и менее проницаемой корки, повышает эффективность закупорива ния, однако он трудоемок. По имеющимся сведениям, для умень шения проницаемости пород, с 2- 10—12 до 30 -10 15 м2 требуется неменее трех циклов удаления корки и последующего ее формирова ния. В то же время, как показали исследования ВНИИКРиефти, кольматированием керна с аналогичной исходной проницаемостью 10 %-ным раствором гипана достигается практически нулевая про ницаемость.
Для выбора эффективного кольматирующего агента, который бы позволил за одну операцию снизить проницаемость породы до 2—5-10~1г' м2, т. е. до проницаемости, практически соразмерной с проницаемостью фильтрационной корки, был поставлен специаль ный эксперимент. В качестве образцов проницаемых сред исполь зовали цементный камень и металлокерамические фильтры. Про ницаемость замеряли на приборе ГК-5 по методике, принятой для кернов. В качестве кольматирующего агента применяли отверж даемую полимерную композицию. Перепад давления при кольматнрованни составлял 105 Па. Результаты опытов приведены в табл. 19.
Глубина проникновения полимерной композиции составила 3 и 7 мм соответственно через 2 и 5 мин. В состав полимерной ком позиции входили смола ТС-10 и фенолформальдегидный олиго мер с мольным отношением фенола к формальдегиду 1:1,2. От верждаемая смесь состояла из 65—55% глинистого раствора, 15—
56
|
|
|
Таблица 15 |
|
Время |
Проницаемость образцов, |
|
|
1о- 1 5 |
||
Образец |
. кольматнро- |
|
|
вания, |
|
|
|
|
мин |
исходная |
полученная |
|
|
||
Цементный камень |
2 |
10,5 |
4,5, |
То же |
5 |
12 |
2 |
Металлокерамический |
2 |
500 |
S0 |
фильтр
10% формалина и 30—20% смолы ТС-10. Последняя представляет собой смесь суммарных сланцевых водорастворимых фенолов (76%), пластификатора-этиленгликоля (8 %), катализатора поликоиденсацпм — 2 0 %-иого водного раствора едкого натра (16%).- Прн смешивании в определенной пропорции бурового раствора; ТС-10 и формалина в результате полнконденсацнн суммарных, водорастворимых сланцевых фенолов с формальдегидом образу ется фенолформальдегидный полимер с глинистым раствором в качестве наполнителя. Время с момента приготовления смеси до начала ее загустеванпя и отверждения зависит от объема п моль ного соотношения фенола и формальдегида, температуры среды.,
химической обработки раствора.
В качестве объекта кольматирования использовали металлоке рамические фильтры диаметром 50 мм, толщиной 10 мм, а также названные фильтры с глинистой коркой, для формирования кото рой были использованы растворы, параметры которых прпведены в табл. 20.
|
|
|
|
|
|
Таблица 20' |
|
|
|
|
|
|
|
Статиченсое иапря- |
|
|
|
|
|
|
|
жепие <СДВ11ГЛ, |
|
|
Раствор |
Плотность, |
Условная |
Водоот |
Па t1ерез |
||
|
кг/м3 |
вязкость, |
дача, |
|
|
||
|
|
|
|
с |
см3 |
1мин |
10 мин |
|
|
|
|
|
|
||
№ 1 — из скв. |
4 Николеи- |
1210—1220 |
50 -60 |
3—4 |
7—19 |
20—58 |
|
ской |
(в интервале 4058— |
|
|
|
|
|
|
4064 м) |
|
1500 |
35 |
4,5 |
23 |
|
|
№ 2 — бентонитовый с бари |
28 |
||||||
том, |
обработанный УЩР |
|
|
|
|
|
|
(4%) |
|
1 Чебурголь- |
1470 |
46 |
2,5 |
3 |
S |
№ 3 — из скв. |
|||||||
ской |
(на глубине 3912 м) |
|
|
|
|
|
О степени кольматирования судим по изменению пронпцас:юсти образцов до и после твердения полимерной композиции. Экс перименты проводили на установке УИОП-1 . Корка формирова лась при перепаде давления 3 МПа в течение 1 ч. Фильтры и корки
5“.
ЗАКРЕПЛЕНИЕ ОБВАЛИВАЮЩИХСЯ ПОРОД ОТВЕРЖДАЕМЫМИ РАСТВОРАМИ
При бурении зон неустойчивых отложений (как правило, пред ставленных глинами) не всегда удается профилактическими ме тодами добиться исключения осложнений процесса проводки сква жин. Одним ил эффективных технологических решений проблемы борьбы с осыпями и обвалами пород является их закрепление с применением отверждаемых растворов, отличительная особенность
которых — способность их |
фильтрата превращаться |
в твердое те |
|||
ло с прочностью о,мг—0,5^ 1,5 МПа и |
<тгк= 1 ,0-т-З.О МПа. |
||||
В |
качестве |
отверждаемой выбрана |
следующая |
композиция: |
|
смола |
ТС-10, |
формалин |
и вода в соотношении соответственно |
62:24: 14. Начало загустеваиия такой смеси при комнатной темпе ратуре 60—70 мин, конец 80—100 мин, вязкость (7—8)-10_3Па-с. Смесь не содержит твердых частиц, плотность ее 1,05 г/см3. Для различных температурных условий подбирается оптимальное
сочетание компонентов. |
Например, при / = 40°С |
это соотношение |
|
составит 62:24:12, а |
при |
^ = 80-:-100°С в состав |
смеси вводят 3— |
4'% уротропина или |
фурфурола (содержание формалина соответ |
ственно снижается). Важно отмстить, что степень минерализации вод и окружающая среда не влияют на прочностные свойства смеси.
В связи с тем, что размеры пор в породах, склонных к (Нару шению, превосходят размеры молекул моноконденсатов, послед ние проникают в пласт и полнконденсируются в нем с образованием твердого тела. Фенолформальдегидный полнкоиденеат характери
зуется хорошей адгезией к |
полярным |
поверхностям, |
благодаря |
||
чему частицы породы надежно скрепляются друг с другом. |
|||||
У отвержденного раствора |
(а1Пг= 1,0-ь 1,2 МПа |
и |
а<-;к = 2,5-г- |
||
-5-3,0 МПа), выдержанного |
в пресной |
воде и растворах однова |
|||
лентных солей, образцы за |
1,5 |
года не изменили |
своих свойств. |
В растворах поливалентныхсолей за этот же период произошла осадка образцов-на 3—5%, а прочность их возросла в 1,5—2 раза.
Поскольку поликонденсат непроницаем для воды и очень мало набухает в ней, процесс набухания и разрушения пород, инъекцированных поликонденсатом, приостанавливается и даже прек ращается. Проникновение раствора в породу достаточно велико, поэтому порода закрепляется не только у самой стенки скважины, но и на некоторую глубину. Создание в приствольной зоне сква жины своеобразного водонепроницаемого экрана позволяет бурить с применением растворов практически любой водоотдачи и не опа саться разрушения защитной пленки при спуско-подъемных опе рациях.
Лабораторные исследования влияния отверждаемого раствора на породы, склонные к обвалообразованию, в частности на глины в приствольной зоне модели скважины, были выполнены следую щим образом. Измерения проводили на цилиндрических полых об разцах наружным диаметром 25 мм, внутренним 8 мм и высотой 25 мм. Образцы были изготовлены из кернового материала путем
59