Пример: Определить плотность бурового раствора для вскрытия текучих пород при следующих условиях: глубина залегания кровли текучих пород 2000 м, плотность бурового раствора до вскрытия этих пород составляет 1,25 г/ см3, избыточное давление на устье скважины через сутки после закрытия превентора – 5 МПа.
Решение: плотность определяем по формуле :
ρ= 100* ( 0,01 *ρисх* Н+ Ризб)/Н, (3)
где ρисх- исходная плотность бурового раствора до вскрытия осложненных пород, г/ см3; Н- глубина залегания кровли текучих пород, м; Ризб – избыточное давление на устье скважины, МПа.
ρ= 100* ( 0,01* 1,25* 2000+ 5)/2000= 1,5 г/ см3.
Вывод : Для вскрытия осложненных пластов , представленных текучими породами плотность бурового раствора должна быть 1,5 г/ см3.
Определение плотности бурового раствора для предупреждения проявлений
№ вар
|
Диаметр скважины, мм
|
Диаметр бурильных труб, мм
|
плотность
БР до
вскрытия
проявляющего
пласта, г/ см3
|
Динамическое напряжение сдвига,
Н/см2
|
Минимальный запас плотности бурового раствора ,г/ см3
|
1
|
295,3
|
140
|
1,11
|
0. 0015
|
0,051
|
2
|
244,9
|
127
|
1,12
|
0. 001
|
0.046
|
3
|
295,3
|
140
|
1,13
|
0. 0015
|
0,051
|
4
|
244,9
|
127
|
1,14
|
0. 001
|
0.046
|
5
|
295,3
|
140
|
1,15
|
0. 0015
|
0,051
|
6
|
244,9
|
127
|
1,16
|
0. 001
|
0.046
|
7
|
295,3
|
140
|
1,11
|
0. 0015
|
0,051
|
8
|
244,9
|
127
|
1,12
|
0. 001
|
0.046
|
9
|
295,3
|
140
|
1,13
|
0. 0015
|
0,051
|
10
|
244,9
|
127
|
1,14
|
0. 001
|
0.046
|
11
|
295,3
|
140
|
1,15
|
0. 0015
|
0,051
|
12
|
244,9
|
127
|
1,16
|
0. 001
|
0.046
|
Пример. Определить плотность бурового раствора для предупреждения проявлений при следующих условиях. Диаметр скважины 269,9мм, диаметр бурильных труб 147 мм, плотность бурового раствора до вскрытия проявляющего пласта 1,3 г/ см3, динамическое напряжение сдвига 0,001 Н/см2.
Решение : Для указанных условий величина максимального запаса плотности бурового раствора равна 0,044 г/ см3( И.В. Элияшевский , таблица 77 стр. 162). Плотность бурового раствора определяем по формуле
ρ = ρисх + 2 ρзап =1.3+2*0, 044= 1,39 г/ см3
Вывод: Для предупреждения проявлений при данных условиях плотность бурового раствора должна быть не менее 1,39 г/ см3.
Контрольные вопросы:
1.Назовите основные причины возникновения осыпей и обвалов .
2.Как влияет плотность бурового раствора на вскрываемые осложненные горизонты скважины.
3.Назовите основные причины возникновения ГНВП.
Практическая работа № 15
2 часа
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОГЛОЩАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ПЛАСТА
1.Цель работы
Приобретение практических навыков определение коэффициента поглощающей способности пласта.
2.Обеспечивающие средства
2.1.Методические указания
2.2. И.В. Элияшевский «Типовые расчеты и задачи в бурении» стр
3. Задание
3.1. Изучить классификацию зон поглощения и мероприятия по их ликвидации
3.2.Определить коэффициент поглощающей способности пласта при данных условиях
3.3. По таблице определить метод ликвидации
3.4. Ответить на контрольные вопросы
4. Требования к отчету
4.1. Номер работы
4.2. Расчеты
4.3. Ответы на контрольные вопросы
5.Технология выполнения
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И БОРЬБА С ПОГЛОЩЕНИЯМИ БУРОВОГО РАСТВОРА
Поглощение бурового раствора - это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения.
Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение промывочной жидкости объясняется, во-первых, превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и, во-вторых, характером объекта поглощения.
Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора, можно разделить на две группы.
1. Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, пластовое давление и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефтегазоводопроявления, перетоки пластовых вод и др.).
2. Технологические факторы - количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спуско-подъемных операций и др. К этой группе относятся такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.
Исследования зон поглощений. Данные о строении поглощающего пласта, его мощности и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены различными методами исследований: гидродинамическими, геофизическими и с помощью отбора керна или шлама.
Методы предупреждения и ликвидации поглощений. В существующих методах предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при различной интенсивности поглощений или полном прекращении циркуляции бурового раствора выделяются следующие основные направления: предупреждение осложнения снижением гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины; изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными растворами и пастами; бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском обсадной колонны.
Различают три категории интенсивности поглощений: малой интенсивности (до 10-15 м3/ч), средней интенсивности (до 40-60 м3/ч) и высокоинтенсивные (более 60 м3/ч).
Для борьбы с поглощениями бурового раствора широко применяют пакеры различных конструкций, которые герметизируют и разобщают затрубное пространство с целью:
а) предотвращения разбавления тампонирующих смесей;
б) возможности применения БСС с небольшими сроками схватывания;
в) задавливания тампонирующих смесей в поглощающие каналы;
г) определения места расположения пласта, поглощающего жидкость, методом последовательных опрессовок ствола скважины;
д) определения возможности замены воды глинистым раствором (особенно при бурении на площадях с повышенным пластовым давлением) при создании различных перепадов давления на пласты, поглощающие жидкость.
Кроме того, если вскрыто несколько поглощающих пластов на различных глубинах, применение пакера позволяет последовательно заливать цементный раствор снизу вверх без затраты времени на ОЗЦ (ожидание затвердения цемента), при этом предотвращается влияние поглощающих пластов друг на друга. Пакеры, применяющиеся при изоляции зон поглощений бурового раствора, подразделяются на две группы: многократного и разового действия (разбуриваемые). Пакеры разового действия оставляются в скважине на время твердения цемента или его смеси и затем разбуриваются вместе с цементным мостом.
По принципу действия пакеры многократного действия делятся на гидравлико-механические, гидравлические и механические.
Весьма распространенными являются пакеры гидравлико-механического действия. В манжетном разбуриваемом пакере ТатНИИ разобщение осуществляется при помощи четырех манжет, укрепленных на одном полом дюралюминиевом стволе. Манжеты расположены так, что две средние из них образуют дополнительную камеру самоуплотнения. Жидкость под давлением, попадая в камеру самоуплотнения, прижимает ее манжеты к стенкам скважины, что обеспечивает надежное разобщение ствола скважины при возникновении перепада давления в любом направлении.
В случае высокоинтенсивного поглощения возможно бурение без выхода бурового раствора на поверхность. Оно целесообразно в твердых породах (известняках, доломитах, песчаниках и т. п.). После вскрытия всей зоны поглощения бурение немедленно прекращают. Далее проводят заливки ГЦП или БСС до полной ликвидации поглощения. При бурении без выхода бурового раствора разбуриваемый шлам поднимается с забоя и уходит в каналы поглощения вместе с буровым раствором. Во избежание прихвата бурильной колонны необходимо тщательно следить за стрелкой индикатора веса. Экономически целесообразно бурить без выхода циркуляции только при использовании воды в качестве бурового раствора. Для ликвидации интенсивных поглощений (более 200 м3/ч) прежде всего снижают их интенсивность путем намыва в зону поглощения песка или шлама выбуренной породы или забрасывания и продавки инертных материалов (глины, торфа, соломы и т. п.). После намыва песка или забрасывания зоны поглощения инертными материалами ее заливают цементным раствором. После затвердения цемента скважину прорабатывают и затем начинают дальнейшее углубление.
Для ликвидации высокоинтенсивных поглощений бурового раствора, приуроченных к большим трещинам и кавернам, во ВНИИБТ были разработаны перекрывающие устройства. Перекрывающее устройство представляет собой эластичную сетчатую оболочку (капроновая, нейлоновая, капроновый эластик, металлическая специального плетения и др.). Установленная в интервале поглощения сетчатая оболочка под действием закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем расширяется и заполняет трещины и каверны. Сетчатая оболочка расширяется вследствие закупорки ее ячеек наполнителем, находящимся в тампонажной смеси. При твердении тампонажная смесь связывает оболочку с породой.
Известны и другие способы ликвидации высокоинтенсивных поглощений: спуск «летучки» (кассеты), замораживание зоны поглощения, изоляция зон поглощения с помощью взрыва и др. Но все они весьма трудоемки, не всегда дают положительный результат и поэтому применяются в буровой практике редко.
Крайняя мера борьбы с поглощением бурового раствора - спуск промежуточной обсадной колонны.
Таблица 1- Классификация зон поглощений
Зона поглощения
|
Коэффициент поглощающей способности, 
|
Мероприятия по ликвидации поглощений
|
I
|
1
|
Переход на бурение с использованием бурового раствора
|
II
|
1-3
|
Закачивание быстросхватывающейся смеси БСС, расход цемента 5-10 т
|
III
|
3-5
|
Закачивание БСС, расход цемента 10-20 т
|
IV
|
3-15
|
Закачивание высоковязкой БСС, затворяемой на буровом растворе или с добавлением в смесь бентонитового порошка, а также глинистых и глиноцементных паст: расход смеси 20-60 т
|
V
|
15-26
|
Перед закачивание БСС снижать поглощающую способность скважины путем намыва песка или забрасывания инертных материалов. при уменьшении коэффициента до 15 и ниже закачивать тампонирующую смесь, как и при ликвидации IV зоны поглощения
|
VI
|
>25
|
Бурение без выхода циркуляции, спуск
промежуточной колонны
|
Исходные данные для решения задачи
№ вар
|
Статический уровень, м
|
Динамический уровень, от устья ,м
|
Подача насоса, м3/с ( дм3 /с)
|
1
|
90
|
75
|
111,6 ( 31)
|
2
|
95
|
80
|
115,2 ( 32)
|
3
|
100
|
95
|
118,8 (33)
|
4
|
105
|
90
|
122,4 (34)
|
5
|
120
|
105
|
126 ( 35)
|
6
|
125
|
110
|
108 ( 30)
|
7
|
90
|
75
|
111,6 ( 31)
|
8
|
95
|
80
|
115,2 ( 32)
|
9
|
100
|
95
|
118,8 (33)
|
10
|
105
|
90
|
122,4( 34)
|
11
|
120
|
105
|
126 (35)
|
12
|
125
|
110
|
108 ( 30)
|
П р и м е ч а н и е. Статический уровень  замеряют при отсутствии закачки воды в скважину и при установившемся уровне жидкости, затем замеряют динамический уровень  . Для этого в скважину спускают бурильные трубы на 5-10 м ниже статического уровня. Из ротора вынимают вкладыши, а элеватор с трубами подтягивают к стенке кондуктора и устанавливают на ротор. На ведущую трубу навинчивают переводник с наконечником из 50-мм трубы длиной 1,5-2 м и спускают в скважину между внутренней стенкой кондуктора и бурильными трубами. Буровыми насосами в скважину закачивают воду. При помощи поплавка, спущенного на лебедке Яковлева, или другими способами замеряют в бурильных трубах установившийся динамический уровень .
|
