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

ленными ниже и выше интервала поглощения. Анализ показывает, что раскрытие канала круглого сечения ориентировочно равно трем диаметрам средней фракции, а для щели с параллельными стенками - двум диаметрам частиц, унесенных в пласт.

Сведения о раскрытии каналов поглощающих пластов могут быть получены на основе анализа данных о проникновении в них вязкопластической жидкости или на основе материалов по кратковременному закачиванию ВПЖ в пласт. В первом случае определяют средний гидравлический радиус системы каналов, заполненных смесью к моменту наступления равновесия в системе скважина - пласт, во втором случае - ширину раскрытия каналов.

Размер частиц наполнителя выбирают с учетом того, что в канал круглого сечения свободно проходят частицы, размер которых менее 1 /3, а в щель - частицы размером менее 1 /2 ее раскрытости.

Разработана методика определения размеров каналов поглощения по результатам гидродинамических исследований поглощающего пласта при установившихся режимах течения. По этой методике рекомендуется применять наполнители при среднем эквивалентном диаметре каналов свыше 1 мм при средней эквивалентной раскрытости трещин свыше 0,6 мм. Размеры частиц, число фракций, концентрацию отдельных фракций и суммарную концентрацию всех фракций наполнителей выбирают в зависимости от средних эквивалентных размеров каналов поглощения по рис. 2.19, на котором принят! следующие обозначения: dн - средний размер наполнителя, мм; dн - максимальный размер наполнителя наиболее крупной фракции, мм; dн mjn - минимальный размер наполнителя, мм; d - средний эквивалентный диаметр каналов поглощения.

Так, если средний эквивалентный диаметр каналов поглощения d = 9 мм (см. рис. 2.19, точка Г), то, проведя из этой точки вертикальную прямую до пересечения с графиком dн в точке 2, а из точки 2 - горизонтальную линию до пересечения с осью ординат (dн), находим средний размер наполнителя наиболее крупной фракции, который составляет 4,5 мм.

Аналогично определяют максимальный размер наполнителя данной фракции dн (см. рис. 2.19, точка Г - е, затем по горизонтали до пересечения с осью dн) - 6,4 мм и минимальный размер dн mjn - 3,2 мм (см. рис. 2.19, Г - /, затем по горизонтали до пересечения с осью dн).

Рис. 2.19. Номограмма для выбора размеров (dн, dн dн m,n) концентраций отдельных фракций (ё) и суммарной концентрации (Se,), числа фракций (0) наполнителей в зависимости от среднего эквивалентного диаметра каналов поглощающего пласта (d)

Оптимальную концентрацию наполнителей данной фракции определяют по графику (см. рис. 2.19, прямая С), из точки его пересечения 5 с вертикальной прямой Г проводят горизонтальную линию до пересечения с осью ординат и находят концентрацию: С = 3 %.

По номограмме можно также определить размеры поглощающих каналов, которые перекрывает наполнитель данной фракции (см. рис. 2.19, отрезок ab, соединяющий графики dн с dн max). Размеры частиц 3,2-6,4 мм перекрывают поглощающие канале! размером от 6,3 до 12,7 мм. Если имеются каналы и меньшего размера, то для их перекрытия наполнитель должен включать фракции меньшего размера. По графику также можно определить суммарную концентрацию различных фракций наполнителя и число фракций л.

Добавление в буровой раствор различных наполнителей предотвращает проникновение его в пористые и мелкотрещиноватые породы, так как в этом случае гидравлическое сопротивление движению раствора по кольцевому зазору значительно ниже сопротивлений, возникающих при уходе раствора в пласт.

Исследования и промысловый опыт показывают, что при

роторном способе бурения наилучшие результаты получены, если в буровой раствор вводить до 20-30 кг/м3 наполнителя, а при турбинном - до 5 кг/м3.

Оптимальные количества вводимых в раствор наполнителей, при которых не нарушается нормальное бурение скважины, приведены в табл. 2.6 (В.И. Крылов, Н.И. Сухенко).

В случае, если при бурении турбинным способом добавка наполнителя в указанном количестве не предотвращает поглощения бурового раствора, следует по возможности перейти на роторное бурение зоны поглощения и увеличить количество добавляемого наполнителя.

Оптимальным материалом, удовлетворяющим любым условиям, может быть только гетерогенная смесь, состоящая из различных по форме и свойствам компонентов. Поэтому многие фирмы США и других стран выпускают в одной таре смесь различных наполнителей, удовлетворяющих ликвидации зон поглощения при определенной раскрытости каналов. В России значительно расширились ассортимент и объем применения наполнителей. Наиболее часто используемые: опилки древесные, кордное волокно, дробленая резина, хромовая стружка, кожа-"горох", слюда-чешйка, кошма, ореховая скорлупа, шлам, крупноразмерная резина (НДР) и др. В зависимости от интенсивности поглощения, параметров поглощающего пласта, состояния уровня раствора в скважине, количества зон поглощения применяют различные технологические приемы по намыву наполнителей.

При наличии нескольких зон поглощения изоляционные работы проводят с установкой гидромеханического пакера с целью разобщения зон. Намыв наполнителей производят через открытый конец бурильных труб при одной зоне погло-

Т а б л и ц а 2.6

Оптимальные количества наполнителей