Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 [ 35 ] 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

Значение раскрытия поглощающих каналов может быть определено по размеру частиц шлама или зернистых наполнителей, закачиваемых в поглощающий пласт.

Лабораторные исследования и промысловые испытания показали, что в трещины уносятся частицы шлама или зернистый наполнитель, если их размеры в 2,5-3 раза меньше раскрытия поглощающих каналов.

В БашНИПИнефти, пользуясь двучленной зависимостью движения жидкости в поглощающем пласте:

р = aQ + bQ2,

средний эквивалентный размер поглощающего канала (d - диаметр или 5 - раскрытость трещин) предложено определять по формуле

d,5 = 1

1 b 1 b

- + --+ C2,

р a р 2 a 2

где С1, С2 - постоянные, зависящие от свойств жидкости, размеров скважины и труб. Ими же построены номограммы для определения размера каналов d и 5 (для случая исследования скважины с промывкой забоя водой) в зависимости от формулы индикаторной кривой, величин а и b.

Определение зон поглощения бурового раствора (БР). В практике бурения поглощение бурового раствора определяется по аномальному уменьшению его объема в емкостях и снижению давления в гидравлической системе буровой установки, а глубина поглощения - по длине бурового инструмента, находящегося в скважине к моменту начала этих процессов. Более точно место поглощения БР определяется с помощью комплексных систем технологического контроля процесса бурения скважин, снабженных глубиномером и позволяющих определять дополнительные признаки начала поглощения: уменьшение скорости выходящего из скважины бурового раствора и плотности шлама, увеличение механической скорости бурения, плотности бурового раствора и веса на крюке.

Недостатком известных способов определения мест поглощения является невозможность установления глубин зон поглощения бурового раствора по мере спуска бурового инструмента.

Практически точные глубины мест поглощения бурового раствора определяются с помощью геофизических исследова-

ний скважин (ГИС), обычно применяемых в комплексе с гидродинамическими методами: термометрии, "меченых" или "контрастных" жидкостей, расходометрии и др.

Однако применение вышеперечисленных методов ГИС для определения интервалов поглощений бурового раствора требует предварительного извлечения на поверхность бурового инструмента, т.е. непроизводительного простоя скважины и замедления процесса определения. Для устранения этих недостатков разработан способ определения интервалов поглощения бурового раствора без подъема бурового инструмента на поверхность.

При обнаружении поглощения БР бурение приостанавливают и проводят следующие операции:

в колонну бурильных труб в скважину спускают на каротажном кабеле подсоединенный к его токопроводу измерительный электрод и регистрируют изменение электрического потенциала колонны (ЭПК) по всему стволу скважины между ним и электродом сравнения (производят фоновый замер изменений ЭПК);

после герметизации устья скважины закачивают под давлением буровой раствор через буровой инструмент;

сразу же после закачки бурового раствора в скважину снижают создаваемое в ней давление и повторно регистрируют в буровом инструменте кривую изменения ЭПК по всему стволу скважины;

зону поглощения бурового раствора определяют против аномалии на повторно зарегистрированной кривой ЭПК2, которая отсутствовала на фоновой кривой ЭПК1.

2.3. ИЗУЧЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ДАВЛЕНИЙ В НЕОБСАЖЕННЫХ СТВОЛАХ

Гидравлическое давление в скважине при выполнении различных технологических операций в ходе бурения (спуск и подъем бурильной колонны, восстановление циркуляции, расхаживание турбобура в скважине, промывка и др.) постоянно изменяется. Значение изменения этого давления зависит от ряда факторов (скорости движения бурильной колонны, ее компоновки, конструкции скважины, показателей бурового раствора и др.). Поэтому одной из основных причин осложнений (поглощений) в скважине являет-

ся превышение гидравлического давления в скважине над критическим его значением или снижение по сравнению с ним. В первом случае происходит гидравлический разрыв горных пород, во втором - возникают нефтегазоводопрояв-ления.

Известно несколько эмпирических и аналитических формул для определения гидродинамического давления в скважине при движении колонны бурильных или обсадных труб.

Е.Х. Кларк показал, что изменение забойного давления значительно зависит от степени заполнения колонны. Так, при спуске 1 78-мм обсадной колонны длиной 3050 м в скважину диаметром 222 мм в случае заполнения колонны только на 10% гидродинамическое давление достигает примерно 36 МПа а при заполнении колонны на 100 % - не превышает 6 МПа.

Н.А. Гукасов и А.М. Пирвердян предложили приближенную формулу для определения гидродинамического давления на стенки скважины при движении колонны бурильных или обсадных труб:

Ар = Ар1 + Ар2, (2.41)

где Ар1 определяется по формуле для расчета течения вязкой жидкости в кольцевом зазоре,

Ар1 4и1и0

(2.42)

1 - гЛ ln - (1 - Га

а Ар2 - по формуле К.А. Царевича и других авторов

Ар2 = -,, (2.43)

r11 - ra

где ra = r0/r1; r0, r1 - радиус соответственно трубы и скважины; и - вязкость жидкости; l - длина колонны труб; и0 - скорость движения колонны труб; 9 - статическое напряжение сдвига бурового раствора.

Считают, что формула (2.41) дает удовлетворительное совпадение с более точной формулой Н.А. Гукасова для диапазона условий

1° = 0 * 10-2; = 0 + 5-10-2; ra = 0,4 + 0,7.

УГ12 уг1

А.К. Козодой и В.С. Федоров гидродинамическое давление