Файл: Реферат Дисциплина Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при строительстве скважин Тема реферата Методы и устройства для исследования поглощающих пластов в разрезе бурения скважины.docx

3. Профилактика поглощений промывочной жидкости.

Опыт бурения глубоких скважин показывает, что в большинстве случаев поглощение легче и дешевле предупредить, чем ликвидировать. Различные геолого-технические условия в каждом нефтегазоносном районе обязывают изыскивать действенные способы предупреждения поглощений. Все они связаны с регулированием давления, действующего на стенки скважин при выполнении в ней различных технологических операций, а также уменьшению проницаемости приствольной зоны скважины в интервалах поглощающего горизонта. Это осуществляется выполнением комплекса взаимосвязанных мероприятий:

1. 
   Контролем гидростатического давления в скважине и его корректировки путем регулирования параметров промывочной жидкости в пределах, предусмотренных проектом на строительство скважины.
   
2. 
   Контролем и корректировкой гидродинамических давлений в скважине путем изменения параметров технологических операций.
   
3. 
   Кольматацией и закупоркой приствольной зоны пластов.
   
4. 
   Регулированием реологических и тиксотропных свойств промывочной жидкости.
   
5. 
   Вводом наполнителей.
   

Способы регулирования давления в скважине:

1. Регулирование параметров промывочной жидкости.

Способы регулирования плотности промывочных жидкостей:

• 
  путем очистки от выбуренной породы с помощью механических и химических средств очистки;
  
• 
  добавление в ПЖ нефти или ее аэрация;
  
• 
  разбавление водой;
  
• 
  бурение на технической воде (если это не вызовет других осложнений - осыпей, обвалов, образования каверн, дренирования поглощающего горизонта).
  

В некоторых случаях снижение ρ_пж позволяет ликвидировать поглощение или снизить его интенсивность.

2. Регулирование реологических параметров ПЖ (вязкость и CНС).

Возможно снижение вязкости и СНС ПЖ, это уменьшит гидродинамическую составляющую на поглощающий горизонт при бурении и вызове циркуляции.

Но необходимо учитывать, что высоковязкие и высококоллоидные растворы эффективно способствуют ликвидации поглощений невысокой интенсивности до 5-10 м³/час в маломощных пластах, сложенных несцементированным материалом. Широкое применение получило повышение условной вязкости (до 60-80 сек) путем ввода в буровые растворы бентонитового глинопорошка.

---

Нераспустившиеся частички глины набухают, попадая в поры и трещины пласта, и закупоривают его. Кроме того, движение высоковязких жидкостей в каналах создает дополнительные гидродинамические сопротивления ΔР_гс.

Положительный результат при бурении на глинистых растворах, обладающих тиксотропией, дает остановка бурения на несколько часов. При этом (при наличии статического уровня) скважину периодически доливают. За это время раствор в каналах и порах загустевает, приобретает прочную структуру, для разрушения которой необходимы значительные перепады давления.

3. Регулирование параметров режима бурения.

Снижение расхода промывочной жидкости приводит к уменьшению потерь давления в кольцевом пространстве.

Переход на роторный способ бурения требует меньшую скорость восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве, т.е. приводит к уменьшению расхода ПЖ, что снижает гидродинамическое давление.

Кроме того, вращательное движение жидкости облегчает вынос твердой фазы и способствует естественной кальматации стенок скважины.

4. Регулирование скорости СПО.

Эффект поршневания. Компановка низа бурильной колонны представляет собой своеобразный поршень, так как наружные диаметры забойного двигателя и УБТ обеспечивают относительно малые размеры кольцевого пространства.

Происходит рост давления в стволе скважины ниже долота при спуске инструмента, так как жидкость не успевает перетекать между забойным двигателем и УБТ. При подъеме инструмента из скважины происходит обратный эффект. Ниже долота давление в стволе скважины падает. Перепад давлений может достигать десятки МПа (50-70% от Р_г.с.). При превышении скоростей СПО может происходить:

• 
  дренирование каналов поглощающего горизонта,
  
• 
  создание знакопеременных нагрузок на стенку скважины, приводящее к их усталостному разрушению.
  

На рис.5 показан график колебаний давления в стволе скважины при СПО и вызове циркуляции.

Рисунок 4: График колебаний давления в стволе скважины при СПО и вызове циркуляции

---

Для предупреждения резких колебаний давления в стволе скважины необходимо ограничивать скорость СПО.

Максимальная скорость спуска бурильной колонны с целью предупреждения поглощения бурового раствора:



где Р_пл - пластовое давление, МПа;

Р_г – гидростатическое давление, МПа;

Д_д –диаметр долота, м;

d – диаметр бурильных труб, м;

h_пг– глубина поглощающего горизонта, м;

η – динамическая вязкость п.ж. Па*с.

5. Регулирование давлений при вызове циркуляции.

Вследствие инерции столба ПЖ, а так же ее тиксотропных свойств (наличие структуры в неподвижном состоянии), в момент вызова циркуляции давление в стволе скважины резко возрастает, что так же способствует дренированию поглощающего горизонта, а при больших значениях давления – к гидроразрыву.

6. Рациональная компановка бурильной колонны.

Существуют определенные зависимости между диаметрами долота и забойного двигателя, УБТ и бурильных труб.

Увеличение зазора в кольцевом пространстве ведет к уменьшению Р_гд, но может потребовать увеличение скорости восходящего потока, то есть к росту расхода - Q.

Практика показывает, что выполнение рассмотренных нами мероприятий, решает многие вопросы по предупреждению и ликвидации поглощений, уменьшая их число или снижая их интенсивность до 50-90%.

Схема факторов, обуславливающих снижение гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины приведена на рис.5 [5].



Рисунок 4: Схема факторов, обуславливающих снижение гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины

---

3.1. Профилактические мероприятия по предупреждению возникновения поглощения бурового раствора с применением наполнителей.

Профилактические мероприятия рекомендуется планировать во всех интервалах ожидаемых поглощений. Они могут повысить эффективность последующих изоляционных работ другими методами. Это обусловлено тем, что профилактические мероприятия, направленные на снижение перепадов давлений на проницаемые пласты, предотвращают дренирование в проницаемые горизонты.

При бурении скважин роторным способом необходимо создать условия, обеспечивающие минимальные перепады давления на проницаемые пласты и повышения закупоривающей способности бурового раствора. Снижение гидродинамических перепадов давления достигается регулированием реологических свойств бурового раствора – динамического напряжения сдвига τ и пластической вязкости ????.

При регулировании реологических и структурно-механических свойств бурового раствора и одновременном снижении его плотности рекомендуется:

• 
  на небольших глубинах (600…800 м) с большими зазорами между колонной бурильных труб и стенкой скважины целесообразно вести бурение на растворах с повышенными значениями динамического, статического напряжений сдвига и пластической вязкости. Это обусловлено тем, что при небольшой глубине и увеличенных кольцевых зазорах, перепад давлений будет увеличиваться незначительно, а при повышенных значениях τ и ???? будет снижаться глубина проникновения бурового раствора в проницаемый пласт, а рост во времени СНС раствора, проникшего в поглощающие каналы и находящегося в покое, может привести к полной изоляции зоны поглощения;
  
• 
  на глубинах превышающих 600…800 м, и при уменьшенных кольцевых зазорах бурение следует вести на пониженных значениях статического, динамического напряжений сдвига и пластической вязкости, поскольку рост τ и ???? приведет к увеличению гидродинамических давлений, а повышенная величина СНС может привести к гидроразрывам пород при СПО и вызове циркуляции.
  

---

При выборе вида наполнителя и его концентрации в профилактическом буровом растворе рекомендуется следующее:

• 
  если ожидается зона поглощения с небольшими раскрытием поглощающих каналов, вскрытие которых приведет к частичной потере циркуляции и увеличению механической скорости проходки по сравнению с граничащими непоглощаемыми интервалами на 45…40%, в раствор следует ввести не менее двух следующих наполнителей: древесные опилки, мелкая резиновая крошка, слюда-чешуйка, мелкая скорлупа ореховая;
  
• 
  при ожидаемой зоне поглощения с крупными каналами ухода бурового раствора, вскрытие которых может сопровождаться полной потерей циркуляции и резкими (в 2…4 раза) увеличениями механической скорости проходки или небольшими провалами инструмента, в раствор следует ввести не меньше трех из числа следующих наполнителей: гранулированный (крупная скорлупа ореха, силикагель отработанный, резина дробленная), волокнистый (кордное волокно, кожа-горох, хромовая стружка, опилки древесные), чешуйчато-пластинчатые (подсолнечная лузга, слюда-чешуйка). Сочетания наполнителей могут быть различны, но в их состав должны входить обязательный компонент – гранулированный наполнитель. Рекомендуемая суммарная концентрация наполнителей в буровом растворе не должна превышать 5-7% к объему раствора;
  
• 
  перед вскрытием поглощающего горизонта при восстановлении циркуляции определяется равномерность содержания наполнителя в буровом растворе путем взятия проб.
  

При турбинном бурении применение наполнителей зависит от пропускной способности забойного двигателя. В качестве добавки в глинистый раствор может использоваться мелкая резиновая крошка с размерами частиц до 1 мм, водная дисперсия из отработанной резины, слюда-чешуйка. Первые два наполнителя могут использоваться для изоляции мелкотрещиноватых и пористых пород. Слюда-чешуйка рекомендуется для закупоривания мелко- и среднетрещиноватых пород.

Оптимальные концентрации некоторых вводимых в раствор наполнителей, при которых не нарушается нормальное бурение скважин, приведены в таблице 16 [6].
Таблица 14: Оптимальные концентрации некоторых вводимых в раствор наполнителей

Наполнитель	Добавка наполнителей, 10 кг/м3 (по массе на объем)
	при турбинном бурении	при роторном бурении
Целлофан	0,1…1,0	1,0…3,0
Слюда-чешуйка	0,1…2,0	2,0…7,0
Кордное волокно	0,1…0,2	0,2…5,0
Кожа-«горох»	0,1…0,5	0,5…7,0
Резиновая крошка размером, мм: до 1 2…3	0,1…2,0	1,0…5,0 1,0…5,0
Подсолнечная лузга	0,1…0,5	0,5…5,0

---