ВСЁ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ

Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

Будников В,Ф,, Булатов А.И,, Петерсон А.Я,, Шаманов С,А,
Контроль и пути улучшения технического состояния скважин

Глава № 2

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

анекдоты

программы

истории

2

ЕгйдакйЗДзаЦ

игДлнйЗ-дйггЦднйкйЗ

ика ийЙгйфЦзаьп ика ЕмкЦзаа

а сЦеЦзнакйЗДзаа лдЗДЬаз

а йикЦСЦгЦзаЦ еЦлн ийЙгйфЦзаь

2.1. БЛОКИРОВАНИЕ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ ПОГЛОЩЕНИЯХ ПРИ БУРЕНИИ И ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН

Анализ результатов опробования свыше 80 объектов в глубокозалегающих палеоценовых отложениях (южный борт Западно-Кубанского прогиба) на Восточно-Северской, Ново-Дмитриевской, Калужской, Ключевской и Северо-Кутаисской площадях позволил установить, что зачастую из пластов, которые характеризуются по геофизическим данным как хорошие коллекторы (значительные отрицательные амплитуды ПС, положительные приращения КС микрозондов, повышенные показания НГК и низкие ГК), получали слабые притоки жидкости. Например, при опробовании в скв. 128 Восточно-Северской площади верхней части V горизонта (имею-щего более высокие коллекторские свойства, чем остальные песчано-алевролитовые горизонты палеоцена) лишь после трехкратной аэрации был получен слабый приток воды — менее 2 м3/сут. Не лучше были результаты и большинства испытаний нижележащих горизонтов (VI-X), кроме газонасыщенных их частей — горизонт VIII-а в скв. 100 Восточно-Северской площади и горизонт IX в скв. 505 и 515 Ново-Дмитриевской площади, где благодаря повышенной проникающей способности газа и пластовой энергии получен приток газа свыше 100 тыс. м3/сут [30].

Низкие дебиты охарактеризованных выше пластов объяс-

20

нялись образованием блокирующей зоны в их прискважин-ной части. Создание блокирующей зоны заключалось в закупорке крупных пор и трещин глинистым раствором и мелких — разбухающими пластовыми глинами при проникновении в них пресного фильтрата раствора [50].

Такие процессы наиболее вероятны на больших глубинах, где отмечаются значительные перепады давлений в скважине против пластов и низкая пористость коллекторов.

В условиях рассматриваемых отложений, где перепады давлений составляли более 20,0 МПа, а средняя пористость коллекторов — меньше 15 %, диаметр зон проникновения в пластах (определяемый при интерпретации кривых БКЗ) превышал иногда 6 м.

Кроме указанных факторов, на фильтрационные свойства коллекторов существенное влияние оказывает также проникновение в них фильтрата цементного раствора.

При цементировании скважин создается еще больше предпосылок для блокирования проницаемых пластов, чем при бурении. Обычно более плотный по сравнению с буровым раствором тампонажный раствор обусловливает большую возможность возникновения поглощений в результате гидравлического разрыва пласта, а значительная водоотдача цементного раствора — интенсивную фильтрацию в поры пласта.

Водоотдача тампонажных растворов велика, так как они способны отдавать при небольших перепадах давления свыше 90 % воды, использованной на затворение цемента. Пониженными значениями водоотдачи характеризуются тампо-нажные растворы, обработанные гипаном и КМЦ. Цемент-но- и шлако-бентонитовые растворы имеют также значительно пониженные значения фильтрации, что выгодно отличает их от чистых цементных растворов.

С целью выяснения закупоривающего эффекта фильтрата цементных растворов по отношению к гранулярным коллекторам были проведены специальные эксперименты с образцами алевролитов, отобранными из отложений палеоцена с глубины 2000-3700 м. Эти образцы пород дважды помещали в формы, заполненные цементным раствором, которые ставили в автоклав и выдерживали 2 ч и затем еще 1,5 ч при давлении 40,0 МПа и температуре 100-110 °С.

В табл. 1 приведены сведения относительно площадей и интервалов глубин скважин, с которых отобраны исследуемые образцы пород, а также значения их газопроницаемости, определенные до и после помещения образцов в авто-

21

Таблица 1




Газопроницаемость

Площадь
Номер скважи-
Интервал отбора
Номер образ-
миллидарси

До
после
после

ны
кернов, м
ца
автоклава
1-го опыта
2-го опыта

Восточно-Северская
120
3498-3504
п-3
1,5
0,0
0,0


3538-3545
п-1а
20,0
17,0
11,0


3538-3545
п-1
11,0
5,5
1,5


3555-3563
п-4
20,0
7,5
1,5


3555-3563
п-11а
39,0
24,0
15,1

Глубокий Яр
725
2067-2077
п-1
61,0
49,0
21,5

720
1994-2002
п-1
299,0
311,5
223,5

Ключевая
190
3712-3717
п-6
1,5
1,0
0,5

клав. Все образцы пород, поднятые из скв. 120 Восточно-Северской площади, отобраны из горизонта V, результаты опробования которого приведены выше.

Приведенные данные показывают, что каждый раз после пребывания образцов пород в цементном растворе в автоклаве проницаемость большинства их резко снижается. При этом чем меньше проницаемость, тем в большей степени она снижается после выдержки образца в цементном растворе под давлением.

Необходимо учитывать также значительно меньшие реальные значения проницаемости коллекторов, залегающих на больших глубинах, по сравнению с определяемыми при атмосферном давлении значениями проницаемости отобранных из них образцов керна. Этот факт установлен рядом исследователей, а также экспериментально подтвержден на образцах глубокозалегающих изучаемых отложений при давлениях, близких к давлениям в условиях их залегания [37]. Методика исследований изменений фильтрационно-емкостных свойств и электрического сопротивления образцов пород при повышении внешнего давления изложена в кандидатской диссертации А.Я. Петерсона.

Для исследования отбирались образцы пород из глубоко-залегающих палеоцен-нижнеэоценовых отложений южного борта Западно-Кубанского прогиба. В зависимости от значения пористости эти образцы были разделены на четыре группы. Так как деформируемость пород под давлением определяется в основном свойствами скрепляющего их цемента, то при разделении исследованных образцов пород на группы учитывалось также их различие по содержанию, типу и составу такого цемента (табл. 2).

Образцы пород группы IV представлены алевролитами го-

22

Таблица 2







Коли-







чество

Груп-
Породо-
Пори-
Проница-
Содер-

Состав
иссле-

пы
образующие
стость,
емость, мкм2
жание
Тип цемента
цемента
дова-

компоненты
%

цемента, %


ний образцов

I
Кварцевый (40-60 %)
1-10
0
30-45
Базальный,
порово-
базальный,
базально-
поровый
Глинисто-кремнистый. Глинис-то-изве-сткови-
5

II

10-15

10-30

стый
11

Кварцевый
(0-5)-10"3
Порово-
Глини-





контакто-
стый,





вый, реге-
кварце-





нерации,
вый. Гли-





уплотнения.
нисто-





Контакто-
кремни-





во-поро-
стый.





вый. Ба-
Извест-





зально-
кови-





поровый
стый

III
Глауконит-кварцевый (глауконит 10-15 %, кварц 50-70 %), кварцевый -(50-80 %)
13-20
(5-35)-10-3
5-20
Порово-контакто-вый. Поро-во-контак-товый уплотнения. Контак-тово-поро-вый
Кремни-
сто-изве-
сткови-
сто-гли-
нистый
16

IV
Глауко-
22-30
(45-1080) х
10-15
Порово-
Глини-
5

нит—квар-

хЮ-з

контакто-
стый

цевый



вый


(глауконит






10-15 %,






кварц 40-






70 %)





ризонта V палеоцена, которые наименее затронуты постсе-диментационной цементацией. Большая часть этих алевролитов характеризуется содержанием глинистого цемента, тогда как остальные в различной степени окремнены и карбонати-зированы. Исследованные породы залегают на глубинах от 2500 до 4100 м, где эффективные давления могут изменяться в пределах от 360 до 600 кг/см2.

Поэтому исследования изменения физических свойств пород проводились при повышении внешнего давления до 600 кг/см2. Давление внутри пор породы (аналог пластового давления) при изучении изменения пористости, проница-

23

Риг 8 Изменение попигтогти т ппонипаемогти к и "элрктпичргкого го-противления R в зависимости от горного давления р для пород групп /, II, /Я, TV (цифры - номера образцов пород)

емости и электрического сопротивления равнялось атмосферному

Проведенными исследованиями подтверждено, что порис-

24

тость hi и проницаемость к пород уменьшаются с увеличением горного давления, а электрическое сопротивление R увеличивается (рис. 8). Видно, что увеличение горных давлений свыше 300-400 кг/см2 вызывает уже незначительные изменения физических свойств всех четырех групп пород, что согласуется с ранее полученными данными.

25

Для пород групп I, II и III эти изменения тем интенсивнее, чем меньше пористость и проницаемость, а также чем больше содержание скрепляющего цемента, т.е. наиболее значительными изменениями пористости и электрического сопротивления под воздействием давления характеризуются породы группы I. Однако у высокопористых, высокопроницаемых, со сравнительно небольшим количеством цемента пород группы IV пористость, проницаемость и электрическое сопротивление изменяются не менее интенсивно, чем у самых низкопористых, непроницаемых, с наиболее высоким содержанием цемента пород группы I, что объясняется наличием в них глинистого цемента. Породы группы III, представляющие претерпевшие окремнение и карбонатизацию основные продуктивные глубокозалегающие гранулярные коллекторы, характеризуются наименьшим изменением физических свойств под воздействием давления. При увеличении давления до ргорн = 300 кг/см2 пористость группы III уменьшается на 5 %, но проницаемость — на 27 %, а электрическое сопротивление увеличивается на 24 % (см. рис. 8).

Значительное завышение определяемых в атмосферных условиях значений проницаемости подтверждает предположение о том, что проникновение фильтрата цементного раствора снижает в естественных условиях проницаемость коллекторов (особенно глубокозалегающих) тем больше, чем меньше ее значение.

В трещинных коллекторах цементный раствор и его фильтрат должны создавать более устойчивую блокирующую зону, чем глинистый раствор, что подтверждается получением только после вторичной перфорации промышленного притока газа из трещинно-поровых коллекторов верхней части горизонта IX в скв. 515 Ново-Дмитриевской площади [76].

Следовательно, проникновение цементного раствора в пласт может создать ложное представление о его непродуктивности.

Применение испытателями пластов для опробования их в необсаженной скважине, а также использование при цементировании скважин тампонажных растворов с пониженной водоотдачей позволит свести к минимуму искажающее влияние проникновения фильтрата цементного раствора в поры и микротрещины на результаты испытаний продуктивных коллекторов.

 

2.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЙ

ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА

ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН

В результате блокирования цементным раствором проницаемых пластов не всегда удается эффективно вскрыть, опробовать и ввести в промышленную разработку продуктивный горизонт. Отсюда следует актуальность задачи разработки метода обнаружения блокированных цементным раствором зон.

Блокирование цементным раствором проницаемых пластов всегда связано со значительным скоплением цементной массы в интервале поглощения. Поскольку цемент при гидратации выделяет тепло, интервалы поглощения по сравнению с другими участками ствола скважины должны характеризоваться более интенсивным ростом температуры в период ожидания затвердения цемента (ОЗЦ). Вследствие этого термометрия может служить одним из методов выявления зон, блокированных цементным раствором.

С целью опробования применения термометрии для определения блокированных цементным раствором проницаемых зон в разрезе скважины, была проведена интерпретация последовательно зарегистрированных в процессе ОЗЦ термограмм по ряду скважин Ставропольского и Краснодарского краев [29, 89].

На экзотермическом эффекте, возникающем при гидратации портландцемента, основан способ определения высоты подъема тампонажного раствора и распределения его за обсадной колонной путем комплексной интерпретации термограммы и кавернограммы, так как в зацементированном участке ствола скважины кривая изменения температуры по глубине аналогична кавернограмме: положительные аномалии температуры соответствуют кавернозным пластам.

На этом же свойстве основан способ определения с помощью электротермометра местонахождения тампонажного раствора, закачанного под давлением в скважину через перфорационные отверстия.

В отечественной и зарубежной практике метод термометрии нашел применение для обнаружения зон поглощений бурового раствора в бурящихся скважинах. В основе метода выделения поглощающих пластов в бурящихся скважинах лежат различия в динамике восстановления "возмущенной” естественной температуры в зонах, где это “возмущение”

27

связано с радиальной теплопроводностью и радиальной конвекцией.

Радиус теплового влияния скважины в интервалах залегания поглощающих пластов намного больше, чем в интервалах залегания непоглощающих, поэтому восстановление температуры в скважинах против поглощающих пластов более медленное, чем против непоглощающих (рис. 9). Это физическое явление приводит к дифференциации термограмм, зарегистрированных во времени в интервалах поглощающих горизонтов.

Особенность изменения температуры в скважине в период ОЗЦ состоит в том, что одновременно с восстановлением температуры пород до естественной происходит тепловыделение гидратирующим цементом. Вследствие этого результирующее поле температур (см. рис. 9) в стволе скважины против поглощающих и непоглощающих горизонтов в некоторые промежутки времени может оказаться одинаковым. Если первое измерение температуры осуществить вскоре после окончания продавливания цементного раствора (1—4 ч), а последнее — после его схватывания (4 — 20 ч), то на зарегистрированных термограммах можно обнаружить две противоположные по знаку температурные аномалии против пласта, поглотившего цементный раствор.

Рассмотрим с точки зрения обнаружения зон поглощения цементного раствора методику и результаты исследований по

Рис. 9. Изменение температуры At на определенной глубине t скважины после прекращения закачки растворов:

1 — при отсутствии поглощения; 2 — при поглощении цементного раствора; 3 — при поглощении бурового раствора

28

скв. 34 - Русский Хутор Северный и 38 - Мирненская, в которых в процессе заливки цементного раствора происходило его поглощение, причем во время продавливания наблюдалась кратковременная потеря циркуляции.

С целью изучения распределения цементного раствора за колонной в скв. 34 - Русский Хутор Северный проведены замеры электротермометром в период ОЗЦ. Первый замер осуществлен через 1 ч 35 мин после цементирования, последующие — через каждые 2 ч.

На всех зарегистрированных термограммах (рис. 10) обнаружены положительные аномалии температуры t против пластов-коллектор о в в интервалах: 2810 — 2830, 3046 — 3055 и 3192-3215 м.

Рис. 10. Определение интервалов поглощений тампонажного раствора по термограммам, зарегистрированным после цементирования в скв. 34 - Русский Хутор Северный:

I — тампонажный раствор; II — пласты-коллекторы

29

Положительные аномалии температуры в интервалах 2810-2830 и 3046-3055 м, в которых диаметр скважины dCKB был близок к номинальному dH, вероятно, обусловлены тем, что в процессе закачки тампонажного раствора в этих интервалах было поглощено большое количество цементного раствора или его фильтрата. Однако даже пласты, обладающие хорошими коллекторскими свойствами, не могут поглотить большое количество тампонажного раствора; в них фильтруется лишь вода из этого раствора. Следовательно, в рассматриваемых интервалах, вероятно, развита сеть трещин, по которой при избыточном гидростатическом давлении тампонирующий материал проник в пласты в радиальном направлении. При этом значительная потеря цементным раствором воды (фильтрата) привела к более быстрому его загустеванию и схватыванию, вызвавших аномальное возрастание температуры.

Большим положительным температурным аномалиям на зарегистрированных во времени термограммах в интервале залегания нижнего карбонатного трещиноватого пласта (3192-3215 м) трудно дать какое-либо другое объяснение, кроме наиболее вероятного: это результат выделения тепла поглощенным пластом цементным раствором. Причиной поглощения мог явиться гидравлический разрыв этого пласта.

Наблюдаемое в процессе цементирования скважины поглощение тампонажного раствора, вплоть до потери циркуляции во время его продавливания, подтверждает правомерность сделанных заключений о возможности появления по этой причине положительных аномалий температуры в интервалах залегания пластов-коллекторов.

Интервалы вероятного поглощения цементного раствора в разрезе скв. 34 - Русский Хутор Северный по данным первых температурных замеров не характеризуются отрицательной аномалией потому, что они сделаны слишком поздно. Поэтому зарегистрированы лишь положительные аномалии, вызванные экзотермической реакцией гидратирующего цемента в поглотивших пластах. Такое объяснение подтверждается тем, что от начала закачки до первого замера прошло 3 ч 50 мин, а цементный раствор данной рецептуры схватывается через 1,5 — 2,5 ч после затворения при температуре 100 °С.

Аналогичные данные, подтверждающие изложенное выше, получены в результате временных термометрических исследований, проведенных на скв. 80 и 123 соответственно Колодезной и Величаевской площадей.

30

Анализ результатов промысловых исследований позволяет рекомендовать в целях более достоверного обнаружения интервала поглощения цементного раствора проводить первое измерение температуры сразу после закачки тампонажного раствора.

По результатам детального анализа кривых изменения температуры по скв. 38 — Мирненская в период ОЗЦ в комплексе с данными кавернометрии, электрического каротажа и сведениями о технологии и особенностях цементирования можно сделать следующие заключения (рис. 11).

Пласт в интервале 2580 — 2630 м характеризуется как проницаемый, с хорошими коллекторскими свойствами. Диаметр ствола скважины dCKB этом интервале близок к номинальному dH. На кривых изменений температуры при втором и последующих измерениях электротермометром в этом интервале наблюдается опережающий рост температуры по сравнению с другими интервалами.

По результатам термозамера, проведенного в скважине в процессе отбора газа, этот интервал характеризуется как слабо отдающий газ, т.е. приток из него по сравнению с общим дебитом скважины, несмотря на большую мощность (50 м) меньше, чем приток из нижележащих пластов с худ-

Рис. 11. Результаты исследований скв. 38 - Мшшенская:

I - проницаемые песчаники- II - интервалы перфорации- 1 - каверно-грамма- 2-6 - термограммы' характеризующие процесс ОЗЦ- 7 8 - тер-модебитограммы после освоения при статическом режиме- 9 - термодеби-тограмма при динамическом режиме

31

шими коллекторскими свойствами. Наиболее вероятной причиной такого явления молено считать блокирование верхнего пласта цементным раствором в результате его поглощения.

Таким образом, применяя комплексную интерпретацию термограмм, зарегистрированных во времени в процессе ОЗЦ с привлечением данных стандартного каротажа и ка-вернометрии, молено определить интервалы залегания проницаемых пластов, блокированных (в результате поглощения) тампонажным раствором или его фильтратом, и использовать для вскрытия пластов в таких зонах более эффективные методы (гидропескоструйная перфорация или направленный гидравлический разрыв с кислотной обработкой и др.).

2.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Так как поглощения тампонажного раствора вызывают больше отрицательных последствий для заканчивания скважин, чем поглощения бурового раствора, то для их предотвращения целесообразно определять местонахождение интервалов поглощений еще в процессе бурения.

В практике бурения поглощение бурового раствора определяется по аномальному уменьшению его объема в емкости и снижению давления в гидравлической системе буровой установки, а глубина поглощения — по длине бурильного инструмента, находящегося в скважине к моменту начала этих процессов. Более точно место поглощения бурового раствора находится с помощью комплексных систем технологического контроля за процессом 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.

С целью повышения эффективности технологического контроля процесса бурения скважин, в том числе — определения возможности и предотвращения поглощений промывочной жидкости совместно со специалистами б. Миннефте-прома было разработано техническое решение усовершенствования таких систем за счет увеличения точности и достоверности преобразования информации [10].

Усовершенствование заключается в том, что предлагаемая

32

система снабжена датчиком плотности раствора на входе в скважину, датчиком глубины скважины: устройством для определения пластового давления, устройством для определения гидростатического давления, устройством для определения гидродинамического давления, анализатором баланса гидравлических давлений в скважине, анализатором скорости спуска инструмента, устройством контроля за износом промежуточной колонны и блоком световых табло, первый и второй входы которого соединены соответственно с выходом анализатора баланса гидравлических давлений в скважине и выходом анализатора скорости спуска инструмента, вход которого подключен через блок контроля за максимальной скоростью спуска и подъема инструмента с выходом датчика длины хода инструмента при спускоподъемных операциях, при этом первый, второй, третий и четвертый входы устройства контроля за износом промежуточной колонны соединены соответственно с выходами датчика числа оборотов ротора, датчика веса инструмента, датчика длины хода инструмента при спускоподъемных операциях, датчика глубины скважины, а первый, второй, третий входы анализатора баланса гидравлических давлений в скважине соединены соответственно с выходами устройства для определения пластового давления, устройства для определения гидростатического давления, устройства для определения гидродинамического давления, при этом первый вход устройства для определения гидродинамического давления соединен с выходом датчика веса инструмента, второй вход — с выходом датчика длины хода инструмента при спускоподъемных операциях, а третий вход — с выходом блока контроля максимальной скорости спуска инструмента, при этом первый вход устройства для определения гидростатического давления соединен с выходом датчика плотности бурового раствора, второй и третий - с выходом датчика его расхода, четвертый и пятый — с выходом датчика глубины скважины.

Устройство для определения пластового давления выполнено в виде датчика пластового давления, установки для определения пластового давления, блока контроля за соотношением пластовых давлений и блока контроля и регистрации истинного пластового давления, первый и второй входы которого соединены соответственно с выходом датчика пластового давления и выходом блока контроля за соотношением пластовых давлений, первый вход которого подключен к выходу датчика пластовых давлений, а второй — к выходу установки для определения пластового давления.

зз

Устройство для определения гидростатического давления выполнено в виде блока квантования, блока интегрирования пачек раствора, блока вычисления времени, блока вычисления гидростатических давлений пачек бурового раствора и блока контроля за суммарным гидростатическим давлением, вход которого подключен к выходам блока вычисления времени через блок вычисления гидростатических давлений пачек раствора, а первый и второй выходы блока квантования подключены соответственно к первому входу блока вычисления времени непосредственно, и к третьему — через блок интегрирования пачек раствора.

Устройство для определения гидродинамического давления выполнено в виде блока контроля за изменением веса инструмента, блока измерения длины спущенного инструмента, датчика эффективной вязкости раствора, блока вычисления

Рис. 12. Блок-схема системы контроля за процессом бурения скважин

34

гидродинамического давления при спускоподъемных операциях и схемы совпадения, первый вход которой соединен с выходом блока контроля за изменением веса инструмента через блок вычисления гидродинамического давления при бурении, а второй вход схемы совпадения через блок вычисления гидродинамического давления при спускоподъемных операциях соединен с выходом блока измерения длины спущенного инструмента и выходом датчика эффективной вязкости бурового раствора.

На рис. 12 изображена блок-схема предлагаемой системы контроля за процессом бурения нефтяных и газовых скважин; на рис. 13, ‡ - блок-схема устройства аая определения пластового давления; на рис. 13, · - блок-схема устройства а,ая определения гидростатического давления; на рис. 13, ‚ — блок-схема устройства а,ая определения гидродинамического давления.

Система контроля за процессом бурения нефтяных и газовых скважин (см. рис. 12) включает датчики 1 — 6 параметров бурения: плотности раствора на входе в скважину 1, расхода раствора на входе в скважину 2, глубины скважины 3, веса бурового инструмента 4, длины хода инструмента при спускоподъемных операциях (СПО) 5, числа оборотов ротора 6, устройство 7 а,ая определения пластового давления, уст-

Рис. 13. Блок-схемы устройств для определения давления в скважине:

‡ — пластового; · — гидростатического; ‚ — гидродинамического

35

ройство 8 для определения гидростатического давления, устройство 9 для определения гидродинамического давления, блок 10 контроля за максимальной скоростью спуска и подъема инструмента, устройство 11 контроля за износом промежуточной колонны, анализатор 12 баланса гидравлических давлений в скважине, анализатор 13 скорости спуска инструмента и блок 14 световых табло.

Устройство для определения пластового давления (см. рис. 13, ‡) включает датчик 15 пластового давления, установку 16 для определения пластового давления, блок 17 контроля за соотношением пластовых давлений и блок 18 контроля и регистрации истинного пластового давления.

Устройство для определения гидростатического давления (см. рис. 13, ·) включает блоки 19-23: квантования 19, интегрирования пачек раствора 20, вычисления времени 21, вычисления гидростатических давлений пачек раствора 22 и контроля за суммарным гидростатическим давлением 23.

Устройство для определения гидродинамического давления (см. рис. 13, ‚) включает блок 24 контроля за изменением веса инструмента, блок 25 измерения длины спущенного инструмента, датчик 26 эффективной вязкости раствора, блок 27 вычисления гидродинамического давления в процессе бурения, блок 28 вычисления гидродинамического давления при СПО и схему совпадения 29.

Основным назначением системы являются детальный технический анализ процесса бурения, своевременное выявление ситуаций, способных привести к осложнениям, и предупреждение их. Такому анализу, прежде всего, подвергаются значение и тенденция изменения пластового давления, значение гидростатического давления, создаваемого в скважине столбом раствора, значение гидродинамического давления, возникающего в скважине в процессе промывки при бурении и в процессе спускоподъемных операций, баланс гидравлических давлений в скважине и динамика износа промежуточной обсадной колонны. Превышение критических значений перечисленных параметров влечет за собой возникновение основной массы осложнений.

Система должна работать следующим образом.

Устройство для определения пластового давления (см. рис. 13, ‡) в системе является одним из основных. В устройстве применены два способа измерения пластового давления — наземной установкой 16 по анализу деформативности керна

36

и глубинным датчиком 15, например на принципе испытателя пластов — с замером пластовых давлений через определенное значение проходки в пределах от 0,5 до 5 м. Функцию изменения пластового давления от глубины, полученную по замерам глубинным датчиком пластового давления, уточняют введением поправочного коэффициента, равного отношению пластового давления, измеренного по поднятому керну рпд, к пластовому давлению рпд, замеренному на этой лее отметке глубинным датчиком. Операцию деления этих значений выполняет блок 17 контроля за соотношением пластовых давлений. Полученный коэффициент учитывает неточности глубинного измерения, вызванные как особенностями прибора, так и особенностями условий бурения на данной глубине. В связи с этим полученный коэффициент действует в системе до получения следующей возможности извлечения керна и вводится в блок 18, куда подают также информацию о результатах измерения глубинным датчиком. Таким образом, в блоке 18 производят умножение дискретно получаемых результатов измерения на постоянный для данного отрезка времени коэффициент, затем полученный результат регистрируется как истинное пластовое давление для дальнейшего использования и ввода в анализатор 12 (см. рис. 12).

Гидростатическое давление в кольцевом пространстве скважины в настоящее время определяют как давление столба жидкости и рассчитывают по заданному значению плотности и глубине. Однако плотность раствора в течение времени меняется в значительных пределах и в действительности в скважине движутся отдельные пачки раствора разной плотности. В связи с этим точный анализ баланса гидравлических давлений в скважинах, особенно глубоких, требует более точного определения значения гидростатического давления в кольцевом пространстве. В системе эту задачу решают с помощью датчиков плотности раствора на входе в скважину 1, расхода раствора на входе в скважину 2, глубины скважины 3 и устройства 8 для определения гидростатического давления (см. рис. 12).

Блок 19 осуществляет сглаживание и квантование непрерывной функции рх(i), получаемой от датчика 1 (см. рис. 12), установленного в приемной емкости буровых насосов. Одновременно от датчика 2 (см. рис. 12) в блок 20 (см. рис. 13, ·) поступает текущее значение расхода раствора, закачиваемого в скважину. В блоке 20 производится интегрирование расхода и запоминание общего его значения

37

Ц = CQ(T)dT (2)

т

до тех пор, пока из блока 19 не поступит сигнал об изменении плотности раствора на значение шага квантования. По этому сигналу информации о накопленном объеме и о соответствующей этому объему плотности раствора поступает в блок 21, выполняющий роль линии задержки информации на рассчитываемый этим же блоком интервал времени

Г = HFT/Q. (3)

Значение Н поступает в блок как сигнал от датчика 3 глубины скважины; значение Q — как сигнал от датчика 2 расхода раствора; а значение FTp — как известное значение, равное площади поперечного сечения проходного отверстия в бурильных трубах. Таким образом, время Г является временем, в течение которого данная пачка раствора движется по трубам до забоя скважины и еще не оказывает влияния на значение гидростатического давления в кольцевом пространстве. Через время Г информации V, и р, поступают в блок 22 (см. рис. 13, б), предназначенный для определения значения гидростатического давления, создаваемого в кольцевом пространстве пачкой раствора с объемом V, и плотностью р,. Вычисление производится по формуле

рГ! = V,p/10FK, (4)

гДе Рп — гидростатическое давление, создаваемое пачкой раствора; FK — площадь поперечного сечения кольцевого пространства скважины.

Блок 23 (см. рис. 13, б) осуществляет суммирование значений рГ! по всей высоте столба жидкости и определяет тем самым полное гидростатическое давление, действующее в кольцевом пространстве скважины, т.е. н

рг = 2рп- (5)

о

При поступлении в кольцевое пространство новой пачки раствора с новым значением плотности давление, создаваемое ею, прибавляется, а давление, которое создавалось верхней пачкой раствора, выходящего в этот момент из скважины, вычитается из общей суммы. Таким образом, на выходе блока 23 формируется непрерывная во времени функция РгСП-

h

38

Одной из важных составляющих баланса гидравлических давлений в бурящейся скважине является значение гидродинамического давления, возникающего в скважине при бурении и спускоподъемных операциях. Значение гидродинамического давления при бурении

Дрк = 4ДС/ЛШ, (6)

где Дрк — гидродинамическое давление (или, при потере напора, в кольцевом пространстве скважины); AG — уменьшение веса инструмента под действием восходящего потока раствора; D — диаметр ствола скважины; d — диаметр инструмента (труб).

Эта зависимость проверена многочисленными экспериментами и показала высокую сходимость результатов. В соответствии с ее реализацией устройство 9 (см. рис. 12) для определения гидродинамического давления работает следующим образом.

После полного спуска инструмента включают блок 24 контроля за изменением веса инструмента при промывке, в который в этот момент поступает информация о весе свободно подвешенного инструмента от датчика 4 и запоминается. Вслед за этим включают в работу буровые насосы, и вес колонны под воздействием потока раствора уменьшается. В блоке 24 производят вычитание значения второго сигнала из значения сигнала, хранящегося в памяти. Разностный сигнал, выражающий уменьшение веса инструмента G под действием потока раствора, подают в счетно-решающий блок 27, который производит вычитание значения гидродинамического давления, определяемого по формуле (6). На выходе блока 27 (см. рис. 13, в) формируется сигнал о значении давления Дрк и через схему совпадения 29 подается в анализатор 12. Гидродинамическое давление, возникающее в скважине при спуске инструмента, также определяется системой на поверхности, а в основу определения положена известная зависимость этого давления от размеров инструмента, скорости его движения, размеров скважины и значении эффективной вязкости раствора

Арк = 33vcuLr\^/(D-d), (7)

гДе vcn — скорость спуска инструмента; L — длина инструмента; г|Эф — эффективная вязкость раствора; D — диаметр скважины; d — диаметр инструмента.

Вычисление значения Арк производится в блоке 28, куда значение vcn подается от блока 10 контроля за скоростью

39

спуска инструмента, значение L поступает из блока 25 измерения длины инструмента, а значение т|эф поступает от датчика 26 эффективной вязкости раствора. Сигнал о значении Дрк — гидродинамическом давлении при спускоподъемных операциях из блока 28 через схему совпадения 29 поступает в анализатор 12. Таким образом, в анализатор 12 непрерывно поступает информация о всех трех составляющих баланса гидравлических давлений в скважине: о пластовом давлении в виде непрерывной ступенчатой функции от устройства 7, о гидростатическом давлении также в виде непрерывной ступенчатой (квантованной) функции от устройства 8, о гидродинамическом давлении при бурении скважины или при спускоподъемных операциях от устройства 9.

Анализатор баланса гидравлических давлений в скважине осуществляет циклический, с регулируемым шагом цикла от 1 до 5 мин, контроль за алгебраической суммой всех трех составляющих баланса и сравнение полученного результата с заданными значениями. В зависимости от удовлетворения проверяемых неравенств выход анализатора подключается к блоку 14 световых табло, причем при удовлетворении неравенства

5 > рг + Арк - рпд > 0 (8)

выход анализатора подключается к световому табло “Бурение на равновесии", при удовлетворении неравенства

35 > рг + Арк - риА> 5 (9)

выход анализатора подключается к световому табло “Бурение с превышением давления”, при удовлетворении неравенства

рг + Арк - рпд > 35 (10)

выход анализатора подключается к световым табло “Превышение давления выше нормы” и “Снизить плотность раствора", при удовлетворении неравенства

рг + Арк > ртрc (11)

выход анализатора подключается к световому табло “Возможен гидроразрыв” и световому табло “Снизить скорость спуска” при спускоподъемных операциях или к табло “Снизить расход, снизить плотность" при бурении; при удовлетворении неравенства

Рг + Рк - Рпл < 0 (12)

выход анализатора подключается к световому табло “Воз-

40

можно проявление" и световому табло “Повысить расход, повысить плотность" при бурении или к табло "Ускорить спуск, промывать с повышением плотности” и табло “Прекратить подъем, спустить инструмент, промывать с повышением плотности” при спускоподъемных операциях, причем эти указания на табло касаются момента спуска инструмента или его подъема соответственно.

Одним из важных моментов в предотвращении осложнений при бурении глубоких скважин является выбор правильного режима циркуляции в процессе спуска инструмента. Перед подъемом инструмента после износа долота раствор в скважине несколько утяжеляют для компенсации значения гидродинамического давления, которое не будет действовать на пласты во время смены долота и для компенсации отрицательных гидродинамических давлений, вызванных подъемом инструмента (эффект поршневания). Неподвижный раствор в скважине набирает структуру и при спуске инструмента развиваются повышенные гидродинамические давления, определяемые устройством 9 и постоянно учитываемые анализатором 12 (см. рис. 12). Поэтому с увеличением длины спущенного в скважину инструмента скорость его спуска непрерывно снижается в целях недопущения осложнений. Практика показывает, что уменьшение скорости спуска — еще не главный недостаток, вытекающий из создающихся условий. Значительно затрудняется также последующее восстановление циркуляции, так как необходимы высокие давления для того, чтобы сдвинуть столб раствора.

Предлагаемая система предупреждает возможность возникновения такой ситуации путем анализа значения допустимой скорости спуска. Анализатор 13 скорости спуска инструмента получает непрерывную информацию о ее текущем значении и производит сравнение с заданным минимальным значением скорости v3K min.

Многочисленные эксперименты показывают, что значение vэк min является ограничением не только из экономических соображений (из-за нерационально больших затрат времени на спуск инструмента), но и позволяет определить наиболее выгодный момент, когда необходимо произвести промежуточную промывку со снижением плотности раствора. В соответствии с этим при достижении момента, когда

vCn = v3Kmm, 13)

выход блока 13 подключается к сигнальному табло “Прекратить спуск, промыть со снижением плотности”.

41

Одним из трудноликвидируемых осложнений при бурении глубоких скважин является смятие промежуточной обсадной колонны в результате недопустимо большого ее износа за счет истирания движущимся в ней инструментом. Предлагаемая система решает задачу автоматического контроля за динамикой износа промежуточной обсадной колонны, анализ значения износа и выдачу предупреждающего сигнала, когда износ достигает предельно допустимого значения. Учет значения износа производится по сигналам датчиков числа оборотов ротора, веса инструмента, длины хода инструмента при спускоподъемных операциях и глубины скважины.

Главный недостаток вышеуказанных способов выявления поглощений при бурении скважин заключается в определении глубин зон поглощения бурового раствора по данным промера бурильного инструмента, что приводит к значительным погрешностям, увеличивающимся с глубиной скважины.

Практически точные глубины мест поглощений бурового раствора определяются с помощью геофизических исследований скважин: термометрии, “меченых” или “контрастных” жидкостей, расходометрии и др., обычно применяемых в комплексе с гидродинамическими методами.

Однако применение вышеперечисленных методов ГИС для определения интервалов поглощений бурового раствора требует предварительного извлечения на поверхность бурильного инструмента, т.е. непроизводительного простоя скважины и замедления процесса определения.

Для устранения этих недостатков разработан способ определения интервалов поглощения бурового раствора без подъема бурильного инструмента на поверхность [20, 26].

Сущность предлагаемого способа заключается в том, что после обнаружения поглощения промывочной жидкости в спущенную в скважину колонну бурильных труб (бурильный инструмент) опускают на каротажном кабеле измерительный электрод и регистрируют до и после закачки в скважину под давлением промывочной жидкости кривые изменения электрического потенциала колонны (ЭПК). Интервалы зон поглощения определяют на кривой ЭПК, зарегистрированной после закачки в скважину промывочной жидкости под давлением, против аномалий, которые отсутствовали на кривой ЭПК, зарегистрированной до закачки промывочной жидкости.

При закачке промывочной жидкости через бурильный инструмент (колонну) в зону поглощения против нее в скважине повышается интенсивность сложных электрохимических

42

процессов (фильтрационных, диффузионно-адсорбционных и др.), в том числе и окислительно-восстановительных на поверхностях обсадной колонны, которая наиболее интенсивно окисляясь в зоне поглощения промывочной жидкости, заряжает буровой раствор внутри колонны электрическим потенциалом, аномальным по отношению к соседним участкам колонны.

Согласно разработанному способу в случае, если в процессе бурения скважины произошло поглощение промывочной жидкости (бурового раствора), бурение скважины приостанавливают и производят следующие операции:

в колонну бурильных труб в скважине спускают на каротажном кабеле подсоединенный к его токопроводу измери-

Рис. 14. Определение интервала поглощения бурового раствора (заштрихован) в скв 22182 Сармановской площади путем регистрации электрического потенциала колонны

43

тельный электрод и регистрируют изменение электрического потенциала колонны по всему стволу скважины между ним и заземленным электродом сравнения (производят фоновый замер изменения ЭПК);

затем герметизируют устье скважины путем закрытия превентора;

после герметизации устья закачивают в нее под давлением промывочную жидкость через бурильный инструмент;

сразу же после закачки промывочной жидкости в скважину сбрасывают создаваемое в ней при этом давление и проводят повторную регистрацию кривой изменения ЭПК в бурильном инструменте по всему стволу скважины.

На рис. 14 сопоставлены зарегистрированные в скв. 22182 Сармановской площади “Татнефть" кривые ЭПК1 и ЭПК2 соответственно до и после закачки под давлением 1,5 МПа промывочной жидкости. Интервал поглощения промывочной жидкости 360-460 м отмечается аномалией на кривой ЭПК2, отсутствующей на кривой ЭПК1, что подтверждено результатами работ по ликвидации поглощения.

Ликвидация поглощений промывочной жидкости в зависимости от их характера производится различными способами от снижения плотности, повышения вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора до закачки различных смесей (в том числе цементных) суспензий и взвесей, бурения без циркуляции и обсадки промежуточной колонной.

Знакомства

для

настоящих

нефтяников

и

газовиков

Я:

Ищю:

от лет

до лет

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.
Будников В,Ф,, Булатов А.И,, Петерсон А.Я,, Шаманов С,А,
Контроль и пути улучшения технического состояния скважин

Глава № 2

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта