- •Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
- •Витание твердых частиц в потоках жидкости, газа и газожидкостной смеси
- •Перепад давления в местных сопротивлениях циркуляционной системы
- •Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы
- •Определение потерь давления в долоте.
- •Распределение давлений в нисходящем потоке газа в трубах
- •Расчет подачи и давления компрессоров при бурении с продувкой
- •1.4. УСТАНОВИВШЕЕСЯ ТЕЧЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В СКВАЖИНЕ
- •Уравнения течения газожидкостных смесей
- •Перепад давлений в насадках долот при течении газожидкостной смеси
- •Перепад давления в турбобурах
- •1.6. РАСПОЗНАВАНИЕ ГАЗОВОГО ВЫБРОСА И ВЫБОР РЕЖИМОВ ЕГО ЛИКВИДАЦИИ
- •Расчет режима ликвидации газового выброса
- •2 ПОГЛОЩЕНИЙ ЖИДКОСТЕЙ
- •В СКВАЖИНАХ
- •2.2. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ
- •2.3. ИЗУЧЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ДАВЛЕНИЙ В НЕОБСАЖЕННЫХ СТВОЛАХ
- •2.5. КОЛЬМАТАЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД
- •2.7. НАПОЛНИТЕЛИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3 ТВЕРДЕЮЩИМИ РАСТВОРАМИ
- •3.1. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ И СМЕСИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3.1.1. ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ И РАСТВОРЫ
- •3.2. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
- •3.2.1. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ НА ОСНОВЕ МИНЕРАЛЬНЫХ ВЯЖУЩИХ
- •3.2.3. ТАМПОНАЖНЫЕ ПАСТЫ
- •3.4.1. ПАКЕРЫ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ
- •Глава ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
- •4.1. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ
- •4.1.1. ПРИЗНАКИ ПРОЯВЛЕНИЙ
- •AVmin = eS,
- •4.1.4. О ПРИРОДЕ ГАЗИРОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
- •Поступление газа (и других флюидов) в скважину вследствие диффузии
- •Фильтрация газа в скважину
- •Поступление флюида в скважину за счет капиллярного противотока
- •Контракционный эффект бурового (глинистого) раствора
- •4.2. ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН
- •4.2.5. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
- •4.2.7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ КАМНЯ ИЗ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА
- •4.2.10. КОНТРАКЦИОННЫЙ ЭФФЕКТ
- •4.3. ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ
- •5 СТЕНОК СКВАЖИНЫ
- •6.1. РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ И ХАРАКТЕРИСТИКА ММП
- •6.4. ТИП И КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ БУРОВОГО ПРОМЫВОЧНОГО АГЕНТА
- •6.5. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ
- •7 И ПОСАДКИ КОЛОННЫ ТРУБ,
- •ЖЕЛОБООБРАЗОВАНИЕ
- •7.1. ПРИРОДА ПРИХВАТОВ КОЛОНН ТРУБ
- •7.3. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ КОЛОННЫ ТРУБ
- •7.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ
- •7.4.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ
- •7.4.4. ПРИХВАТЫ ТРУБ В ЖЕЛОБНЫХ ВЫРАБОТКАХ
- •7.4.5. ПРИХВАТЫ ВСЛЕДСТВИЕ САЛЬНИКООБРАЗОВАНИЯ
- •7.4.10. УСТЮЙСТВА ДЛЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
- •7.4.11. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ АЛМАЗНЫХ ДОЛОТ
- •7.5. ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ
- •7.5.2. РАСХАЖИВАНИЕ ПРИХВАЧЕННОЙ КОЛОННЫ
- •7.5.3. УСТАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ ВАНН
- •7.5.6. ПРИМЕНЕНИЕ УДАРНЫХ УСТРОЙСТВ
- •7.5.7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА
- •7.5.9. ГИДРОВИБРИРОВАНИЕ КОЛОННЫ ТРУБ
- •8.2. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЮ АВАРИЙ
- •8.3. АВАРИИ
- •8.4. РАЗРУШЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
- •8.5. ОТКРЫТЫЕ АВАРИЙНЫЕ ФОНТАНЫ
- •9 В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ
- •9.1. ОТСОЕДИНЕНИЕ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ КОЛОННЫ ТРУБ
- •9.2. ЗАХВАТЫВАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ
- •9.3. ОТБИВАНИЕ ЯССАМИ ПРИХВАЧЕННЫХ ТРУБ И ИНСТРУМЕНТОВ
- •9.4. ОПЕРАЦИЯ ОБУРИВАНИЯ
- •9.5. ИЗВЛЕЧЕНИЕ МЕЛКИХ ПРЕДМЕТОВ
- •9.7. ИЗВЛЕЧЕНИЕ ИЗ СКВАЖИН ПРИХВАЧЕННЫХ ПАКЕРОВ
2.2. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ
Данные о строении поглощающего пласта, его толщине и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены гидродинамическими, геофизическими методами исследований и с помощью отбора керна или шлама (рис. 2.3).
В зависимости от степени изученности разбуриваемой площади применяется один из двух комплексов исследований: оперативный или детальный.
Оперативный комплекс глубинных исследований включает: определение границ поглощающих пластов, их относительной приемистости и наличия перетоков жидкости по стволу скважины из одного пласта в другой; определение фактичес кого диаметра скважины в интервале поглощающего пласта с помощью каверномера и замер пластового давления глубин ным манометром.
Детальные исследования включают оперативный комплекс и промыслово-геофизические методы; гамма-каротаж, ней тронный гамма-каротаж и акустический каротаж. При нали чии скважинного фотоаппарата или забойного телевизора их следует использовать при детальных исследованиях.
Основные цели гидродинамических исследований — полу чение индикаторной диаграммы поглощающего пласта, кото рая позволяет определить коэффициент приемистости по глощающего пласта, оценить размеры поглощающих каналов.
Гидродинамические исследования поглощающих пластов проводятся при установившихся и неустановившихся режи мах фильтраций (течении) жидкости.
Метод установившихся закачек (статический уровень в скважине Н„ > 30 м, рис. 2.4, а). Ж идкость с заданным ми нимальным расходом закачивается в скважину до установле ния определенного уровня. Фиксируются значение расхода и положение уровня, затем меняется расход, и жидкость зака чивается до установления нового положения уровня. Меняя режим закачки жидкости, получают соответствующие им значения уровней (перепадов давления), по которым строится индикаторная линия.
Метод установившихся нагнетаний (Нст< 30 м, рис. 2.4, б). Устье скважины герметизируется, и в нее закачивается
Методы изучения поглощающего пласта |
Рис. 2.3. Классификация ме |
|
тодов изучения поглощающих |
|
пластов (по В.И. Крылову) |
жидкость с постоянным расходом до установления опреде ленного давления. Режим считается установившимся, если давление и расход остаются постоянными в течение 10—15 мин. Затем изменяют расход и добиваются постоянства но вого значения давления. При положении статического уровня на глубине 20 —30 м первые точки индикаторной линии полу чают путем регистрации установившихся уровней при герме тизированном устье с помощью глубинного манометра или путем экстраполяции индикаторной линии до начала коорди нат.
Метод установившихся отборов (при переливе жидкости из скважины, рис. 2.4, в). Устье скважины герметизируется и определяется давление, под действием которого жидкость пе реливается из скважины. Затем жидкость отбирают из сква жины при различных установившихся давлениях. Полученные значения установившихся давлений и соответствующие им значения расходов жидкости используются для построения индикаторной линии.
Во время проведения исследований при установившихся режимах течения жидкости необходимо учитывать следую щие особенности. До начала исследования необходимо убе диться в установившемся состоянии системы пласт — скважи на. При наличии перетоков или поступлении в скважину ми нерализованных пластовых вод исследование рекомендуется проводить после заполнения ствола скважины однородной по плотности жидкостью (например, после очередного рейса и подъема инструмента).
Исследование скважины должно проводиться не менее чем при трех режимах. Создаваемые при этом перепады давления
вскважине должны отличаться один от другого в 1,5 —2 раза. Для каждого режима жидкость закачивается с постоянной
производительностью. Закачка или отбор производится до получения постоянных значений перепада давления в скважи не. При этом плотности закачиваемой и находящейся в скважине жидкости должны быть одинаковыми.
По полученной индикаторной линии (Ар — (?) определяют интенсивность поглощения и коэффициент приемистости поглощающего пласта.
Исследование поглощающих пластов с помощью пакера и
установленного под ним манометра проводят в скважинах, в которых будет осуществляться переход с бурения с промыв кой забоя водой на промывку буровым раствором, перед це ментированием обсадных колонн с большой высотой подъе ма цементного раствора, а также во всех случаях перед про-
Hf м дpt МПа
б |
д |
Н,м |
|
Н, м |
Ар, МПа |
Рис. 2.4. Графики методов исследования поглощающих пластов
ведением изоляционных работ с помощью пакера. Исследо вания проводятся при любом положении статического уровня в скважине или при наличии водопроявлений.
Пакер в скважину спускают плавно, с включенным гидрав лическим тормозом. Обычно пакер устанавливают на 20 — 50 м выше кровли поглощающего пласта. При наличии ка верн или низкой механической прочности горных пород в этом интервале пакер устанавливают в вышележащих устой чивых породах.
Приемистость поглощающего пласта определяется нагне танием в скважину жидкости до установившегося режима при работе цементировочного агрегата на 2, 3 и 4-й скоро стях. Закачку жидкости начинают с максимальной — 4-й скорости, причем давление на устье скважины не должно превышать давления гидравлического разрыва пласта.
По результатам исследования строится индикаторная ли ния поглощающего пласта и определяются интенсивность по глощения и коэффициент приемистости.
В скважинах, где возможен недоподъем цементного рас твора за обсадной колонной из-за поглощения его в процес се цементирования, необходимо перед спуском обсадной ко лонны произвести исследование всех поглощающих пластов с помощью пакера на давление, которое ожидается на эти пла сты при цементировании. По результатам исследования опре деляется необходимость проведения изоляционных работ пе ред спуском обсадной колонны.
Прослеживание за снижением уровня (давления) жидкос ти в скважине (Нст > 30 м, рис. 2.4, г). Скважина заполняется жидкостью до устья, затем долив жидкости прекращается и замеряется время падения уровня через каждые 5 или 10 м. Измерения продолжаются до наступления равновесия в сква жине, т.е. до тех пор, пока уровень жидкости не достигнет статического положения.
Снижение уровня в скважине во времени замеряется с помощью уровнемера или может быть зафиксировано с по мощью глубинного манометра в виде кривой изменения дав ления во времени.
Прослеживание за подъемом уровня в бурильных трубах после “мгновенного" ею снижения (Нст < 30 м, рис. 2.4, д). "Мгновенное" снижение уровня в скважине достигается за счет спуска в скважину бурильных труб с заглушкойдиафрагмой и последующего его разрушения, после которого жидкость из затрубного пространства устремляется в буриль ные трубы. В результате этого происходит быстрое выравни-
вание жидкости в трубах и затрубном пространстве, и в це лом уровень жидкости в скважине понижается на значение, соответствующее объему жидкости, вытесняемой бурильны ми трубами с закрытым концом (неустановившийся режим).
Восстановление давления за счет притока жидкости из по глощающего горизонта регистрируется путем прослеживания за подъемом уровня в бурильных трубах с помощью уровне мера или записи кривой изменения давления с помощью глубинного манометра. Этот метод исследования имеет большие погрешности.
Прослеживание за подъемом уровня в бурильных трубах после “мгновенного" его снижения при герметизированном устье (при переливе жидкости из скважины, рис. 2.4, е). Этот метод осуществляется аналогично предыдущему с той разницей, что для предотвращения перелива жидкости устье скважины герметизируется превентором или пакерующим устройством. Поскольку повышение уровня жидкости в тру бах может быть прослежено только до устья, тоначальный участок индикаторной линии получают путем экстраполяции. Этому методу присущи недостатки предыдущего метода.
Наибольшее распространение при исследовании поглоща ющих пластов получили: метод прослеживания за изменением уровня (давления) в скважине, метод установившихся нагне таний и метод установившихся отборов. Метод исследования при неустановившемся режиме течения жидкости рекоменду ется использовать, если время восстановления давления пре вышает 30 мин. В этом случае ошибка при определении к о эффициента приемистости по формулам установившегося режима не превышает точности прибора (7—10 %). При меньших значениях времени восстановления давления следует применять методы исследования скважин при установивших ся режимах или должны быть введены соответствующие по правочные коэффициенты.
Приборы, применяемые для исследования поглощающих пластов. Приборы для исследования поглощающих (водо проявляющих) пластов в бурящихся скважинах делятся на две основные группы.
1. Приборы, предназначенные для проведения кратковре менных гидродинамических исследований с целью выявления зависимости объемной скорости фильтрации жидкости по пласту от перепада давления. При использовании этих при боров оказывается активное воздействие на пласт путем на гнетания или отбора жидкости и восстановления пластового давления. В процессе исследования прослеживается изменение
оо
уровня жидкости в скважине во времени или регистрируется изменение давления на пласт. К этой группе приборов отно сятся: электрический уровнемер ТатНИИ, лебедки ВНИИБТ и ТатНИИ (ИП-1), манометры МГЭ-1, ГМИП-1, МГГ-20, а также уровнемеры и манометры различных зарубежных фирм.
2. Приборы, предназначенные для определения толщины и местоположения поглощающих пластов, направления перето ков жидкости по стволу скважины и расхода жидкости. К этой группе приборов относятся расходомеры РЭИ-УфНИИ и ВНИИНГП, прибор “Разведчик Р-8", термоэлектрический дебитомер, индикатор толщины и местоположения пласта ИМП-2 и аналогичные приборы зарубежных фирм.
Геофизические методы исследования для изучения погло щающих пластов. К промыслово-геофизическим методам от носятся замеры электроуровнемером, резистивиметром, ка верномером, а также микрокаротаж, электрический каротаж, радиоактивный и акустический каротаж, глубинная ф ото съемка и глубинное (забойное) телевидение.
Диаграммы радиоактивного и акустического каротажа ис пользуют в качестве вспомогательных для уточнения границ поглощающих пластов. По материалам промыслово-геофи зических исследований изучают изменения характеристики поглощающих пластов по площади. Диаграммы радиоактив ных методов каротажа используют для расчленения разреза, корреляции пластов, прослеживания за изменением литоло гии и пористости пород поглощающего горизонта. Диаграм мы акустического каротажа позволяют четко локализировать кавернозные и трещиноватые разности пород по резкому уменьшению скорости и увеличению поглощения энергии уп ругих колебаний.
А.Н. Кукин для наглядного представления результатов ис следования предложил строить сводную схему поглощений по каждой площади. Это нашло применение при бурении сква жин в Саратовском и Волгоградском Заволжье. На рис. 2.5 приведен пример сводной схемы поглощений. Каждый по глощающий пласт отмечают на диаграммах ГК и НГК, заре гистрированных в этой же скважине. Затем, проведя корре ляцию, эти же пласты определяют на типовом разрезе данной площади и ставят против них в отдельной колонке условные обозначения. Одновременно указывают вид пласта по клас сификации, статический уровень жидкости в скважине по данным замера и в пересчете на чистую воду, а также любые другие сведения, отражающие особенности поглощающего
Рис. 2.5. Сводная схема поглощений (по А.Н. Кукину):
П - «провал» бурильного инструмента при бурении, м; И„ - глубина стати ческого уровня, м; I - частичное поглощение; II - полное поглощение: АФШ - анализ фракционного состава шлама; ЦБС - цементобентонитовые смеси; СВВ - смесь с высокой водоотдачей
пласта. Рядом с номером скважины указывают альтитуду ее устья.
Представление результатов исследования в виде сводных схем поглощений открывает широкие возможности исполь зования буровых и геолого-геофизических материалов по тем скважинам, где специальные исследования поглощающих го
ризонтов не проводились. Все известные данные о зонах по глощения в таких скважинах могут быть также нанесены на сводную схему. При этом в скважинах, где радиоактивный каротаж не проводился, для нанесения данных на схему можно использовать диаграммы стандартного каротажа, за регистрированные при проведении исследований. Поэтому в левой части схемы рядом с диаграммами ГК и НГК помеще на диаграмма стандартного потенциал-зонда и ПС.
Схема позволяет сразу получить четкое представление не только о глубине поглощения, но и о характере отдельных поглощающих пластов и их пластовых давлениях. Такие обобщенные данные легко сопоставить с аналогичными дан ными по соседним площадям, что облегчает задачу обобщ е ния материалов по борьбе с поглощением.
С целью получить количественную характеристику зон по глощения по данным геофизических исследований скважин, пробуренных в объединении Татнефть, В.И. Крыловым, Г.С. Блиновым и Н.И. Рыловым были выбраны такие сква жины, в которых проводились замеры с помощью расходо мера, электрометрии (стандартный каротаж, замеры кавер номером, резистивиметром) и РК. В некоторых случаях эти данные дополнялись материалами фотографирования стенки скважины. Пористость (водосодержание) пластов в зоне по глощения определялась по известной методике двух опорных горизонтов. За опорные горизонты принимались кыновские глины и плотные фаменские известняки.
Полученные результаты по более чем 30 скважинам пока зывают, что зона поглощения характеризуется высокими значениями пористости, которая порой превышает 40 %. Проведенные сопоставления показали, что мощности зоны поглощения, определенные с помощью расходомера и НГК, КС и каверномера, различаются по значениям. При этом на блюдается как положительное, так и отрицательное расхож дение. Точных критериев для выделения зон поглощения по результатам геофизических исследований в настоящее время Нет. Вследствие этого по геофизическим данным, без иссле дования расходомером, однозначно определить границы зоны Поглощения невозможно. Однако по геофизическим данным Могут быть выделены высокопроницаемые участки, в преде лах которых возможны зоны поглощения. В этом случае совпадение при определении мощности зон ухода по геофи зическим замерам и с помощью расходомера не обязательно. Расходомеры по своей чувствительности значительно уступа е т геофизическим приборам и в основном могут фиксиро
вать потоки большой интенсивности. Вследствие этого гра ницы зоны ухода, определенные с помощью расходомера, будут выделять наиболее проницаемую часть ее, для которой характерно наличие больших трещин и крупных сообщ аю щихся каверн. Это в целом согласуется с результатами сопо ставления значений зон поглощения, определенных с помо щью расходомера и геофизических исследований.
В большинстве случаев на диаграммах НГК и КС интер валы поглощения выделяются понижениями интенсивности вторичного гамма-излучения и кажущихся сопротивлений.
При этом должно обращаться внимание на изучение шлама, результаты анализа которого являются порой незаме нимым материалом для характеристики поглощающих плас тов.
Определение интенсивности поглощения. Для определения интенсивности поглощения бурового раствора существует несколько способов; один из них — по разности количества закачиваемого и выходящего из скважины бурового раство ра. Однако судить об интенсивности поглощения по степени выхода бурового раствора на поверхность можно лишь при ближенно, поскольку количество бурового раствора, вы хо дящего из скважины, не дает полного представления о по глощающем пласте. Способ определения потери бурового раствора в процессе бурения более точен, так как при этом учитывается, кроме изменения объема жидкости в циркуля ционной системе, избыточное давление на поглощающий пласт, что дает количественное значение интенсивности по глощения бурового раствора при определенном избыточном давлении.
На основе большого объема промысловых исследований было установлено, что зависимость количества поглощающей жидкости от избыточного давления можно определить, поль зуясь формулой Смрекера
О = сДрп, |
(2.7) |
где с — коэффициент интенсивности поглощения м3/(ч-м); Ар — перепад давления на поглощающий пласт, МПа; л — показатель степени, характеризующий режим фильтрации жидкости и являющийся переменной величиной.
М.С. Винарский предложил способ обработки результатов исследования скважин, который заключается в нахождении зависимости между временем снижения уровня на равные единицы длины и избыточным давлением на поглощающий пласт:
v= cApn, |
(2.8) |
где v — скорость перемещения динамического уровня. Коэффициент с и показатель степени л являются для дан
ного горизонта постоянными величинами.
Для обработки результатов гидродинамических исследова ний существует несколько методик, в каждой из которых принят свой основной критерий характеристики пласта.
Н.Г. Хангильдин и Н.К. Шевченко, а также З.М. Шамхаев и Ш.З. Асадуллин считают, что зависимость р — О должна быть прямолинейной, особенно для малых перепадов давле ния:
к = О/Ар. |
(2.9) |
И.С. Рабинович рекомендует следующую аналогичную за висимость для получения удельной гидродинамической харак теристики поглощающего горизонта:
с = Qp/Sp, |
(2.10) |
где О — расход жидкости, м3/мин; ц — вязкость жидкости, сП; S = 2nrh — площадь контакта породы с поглощающим пластом, м2; г — радиус скважины, м; р — избыточное дав ление на поглощающий пласт, МПа.
В.Ф. Роджерс установил, что при любой форме течения жидкости в пласте интенсивность поглощения является функ цией геометрических размеров системы, прямо пропорцио нальна перепаду давления в ней и обратно пропорциональна вязкости бурового раствора, т.е.
О = k2Ap/\i, |
(2.11) |
где к2 — коэффициент, характеризующий геометрические размеры поглощающих каналов пласта, в котором происхо дит поглощение.
Н.И. Титковым и А.А. Гайворонским предложена эмпири ческая формула, которая позволяет определить коэффициент поглощающей способности, остающийся практически посто янным для различных скважин, независимо от расположения их по отношению к уровню моря, интенсивности поглоще ния и перепада давления. Этот коэффициент определяют по формуле
и _ (l + 0,65m)ocp
Кс -------------------
при
где О,, 0 2 - количество воды, поглощаемой в процессе ис пытания, соответственно для двух ближайших значений пе репадов давлений, м3/ч; Я, и Н 2 “ перепады, соответствую щие С?, и 0 2, м вод.ст.; т — показатель степени,
т = (1д02 - 1дО,)/(1дЯ2 - 1дЯ,). |
(2.13) |
Е.Е. Керкис рекомендует для радиальных потоков исполь зовать комбинированные зависимости
р = аО + ЬО2, |
(2.14) |
где р — избыточное давление на пласт; О — расход жидкос ти в единицу времени (интенсивность поглощения); а, Ъ — коэффициенты, зависящие от параметров пласта и показате лей закачиваемой жидкости, определяются по формулам:
а = - |
MR |
|
|
(2.15) |
2jihmkerc |
|
|
|
|
2Г4 - 5Г2 + 2 |
( |
\ |
Р |
|
1 |
1 |
|||
|
m 2h 2T* |
У |
' т , |
Ы 2г 2 |
где ц |
— динамическая вязкость жидкости; R — гидравличес |
кий радиус пористой среды; Л — мощность пласта; т — к о эффициент пористости; к — коэффициент проницаемости; е — коэффициент внешнего трения жидкости (для воды е = = 10-4); гс — радиус скважины; Г — коэффициент извилис тости каналов; гт — внутренний радиус труб (при исследова нии с помощью пакера); если исследование производится без пакера, то гт = гс; р — плотность жидкости.
По В.И. Мищевичу, для поглощающих пластов, представ ленных трещиноватыми, кавернозными и пористыми поро дами, при их вскрытии наиболее вероятно предположение, что фильтрация жидкости в этих породах происходит одно временно по различным законам; им предложена формула для описания процесса фильтрации в поглощающий пласт:
О = Ар + К2Ар + К3Ар2, (2.17)
где — коэффициент продуктивности (приемистости) для первой среды при турбулентном течении жидкости, харак теризующий проницаемость этой среды, мощность пласта, ов
радиус скважины, инерционные сопротивления, размеры тре щин и каверн; К2 — коэффициент продуктивности (прие мистости) для второй среды; К3 — коэффициент продуктив ности (приемистости) для третьей среды, характеризующий мощность пласта, отдельные показатели жидкости и т.д. По результатам исследования строится индикаторная диаграмма, форма которой зависит от характеристики (строения) по глощающего пласта.
Определение параметров поглощающего пласта по дан ным гидродинамических исследований. Для оценки степени сложности работ по ликвидации поглощения, а также для научно обоснованного выбора количества и состава тампо нажных материалов и технологии применения их в конкрет ных условиях необходимо иметь данные, характеризующие зону поглощения (строение поглощающего пласта, перепады давлений между стволом скважины и пластом, гидродинами ческая характеристика пласта и т.д.).
Рассмотрим определение коэффициентов приемистости поглощающего пласта по В.И. Мищевичу, знание которых позволяет выбрать эффективные методы изоляции этого пла ста.
В трещиноватой и кавернозной среде — по квадратному закону Ш ези — Краснопольского
Ар = ЬО2, |
(2.18) |
который можно записать в виде |
|
О, = К,^Др, |
(2.19) |
здесь |
|
К, = 1/л/ь = 2 7 1 / ^ 1 ; Ар = Рк - |
Рмв! |
Ар — перепад давления, вызывающий давление жидкости в пласте, МПа; Q, — расход жидкости для первой среды, мгУсут; Кх — коэффициент приемистости для первой среды, (м3/сут)/М Па; р — плотность жидкости, г/см 3; С — коэф фи циент, характеризующий инерционные сопротивления; h — мощность пласта, принятая одинаковой для всех трех сред, м; Rc — радиус скважины, м; рк, рмб — давление соот ветственно на контуре питания (пластовое) и забойное, МПа.
В среднепористой среде — по закону Дарси
0 2 = К2Др, |
(2.20) |
4-56
здесь
2nkh
2 — г |
|
|
[Un-5- |
|
|
Rc |
|
|
0 2 — расход жидкости для второй среды, м3/сут; К2 |
— ко |
|
эффициент приемистости для второй среды, |
(м3/сут)/М Па; |
|
к — коэффициент проницаемости второй среды, Д; ц |
— ди |
|
намическая (абсолютная) вязкость, Па-с; R%— радиус контура |
||
питания, м. |
|
|
В мелкопористой среде — по закону фильтрации |
с пре |
|
одолением начальных градиентов давления в |
порах разного |
размера, который в первом приближении может быть оха рактеризован линейной зависимостью
*3 = *юЬ)Ф |
(2.21) |
ИЦ dr
здесь
со =
\ dr о
k3/\i — текущее значение коэффициента подвижности; 1соз/ц — коэффициент подвижности при градиенте давления,
равном — ; £3 — текущее значение коэффициента прони-
цаемости третьей среды, Д; ifo — значение коэффициента проницаемости третьей среды при градиенте давления, рав
ном |
текущее значение градиента давления. |
После подстановки (2.21) в закон Дарси в дифференциаль ной форме и некоторых преобразований получена формула для определения расхода в третьей среде:
О = К з(Д р)2, |
(2.22) |
здесь
2д(Т^Г-л/лГ)2
Q3 — расход жидкости для третьей среды, етУсут; /С3 — ко-
эффициент приемистости для третьей среды, м- /сут.
МПа
Так как движение жидкости происходит по всем средам одновременно, то общий расход Ос равен сумме расходов в каждой среде в отдельности:
О с = 0 \ + С?2 + Оз- |
(2.23) |
Подстановкой в формулу (2.23) значений каждой составля ющей из формул (2.19), (2.20) и (2.22) получен обобщенный закон фильтрации в тройных средах:
(2.24)
Коэффициенты приемистости поглощающего пласта могут быть определены аналитическим и графоаналитическим спо собами. Методика исследования скважин и обработки полу ченного материала с целью количественной оценки коллек торских свойств пласта, определения состояния его прист вольной зоны и изменения этого состояния в процессе углуб ления скважины или в результате проведения технологичес ких мероприятий заключается в контроле за изменением дав ления в скважине во время закачки в нее жидкости с посто янным расходом и после прекращения закачки. Методика интерпретации фактических данных основана на анализе на чальных участков преобразованных графиков давление — время.
При рассмотрении неустановившихся процессов в гидро динамической системе скважина — пласт М.С. Винарским установлены значения коэффициентов, характеризующих начальный прямолинейный участок графика р — lg Г, пост роенного по данным о повышении давления во время долива скважины с постоянным расходом. Одновременно рекомен дован порядок преобразования кривой восстановления давле ния, при котором она приобретает форму упомянутых гра фиков р — 1дГ.
В процессе долива скважины с постоянным расходом из менение давления на забое скважины рс с течением времени (в пределах выделенного прямолинейного участка кривой КГДП) подчиняется уравнению
(2.25) где i — наклон теоретической кривой, соответствующий
00
уравнению работы точечного стока (скважина со значением радиуса ствола R^ = 0) С,, \дТ — соответственно постоян ная, характеризующая увеличение наклона анализируемого прямолинейного участка, и абсцисса точки его пересечения с осью времени.
Все постоянные, входящие в уравнение (2.25), определяют ся размерами и свойствами пласта, ствола скважины и жид кости:
2,3Qii. |
C, = lg |
^ств . Т' — RL E |
(2.26) |
||
4nkh |
2hpVc ' |
2тсkh |
|||
|
|
||||
|
|
|
|
||
Величины, входящие |
в выражение (2.26), общеприняты в |
подземной гидравлике; е = kh /\i— гидропроводность пласта, Д см/сП; к — проницаемость, Д; h — мощность пласта, м; ц — вязкость жидкости, сП; О — количество жидкости, л/с; Ren ~ радиус ствола скважины (в интервале изменения уров ня жидкости), см; Г — время, соответствующее точке пересе чения оси абсцисс с продолжением начального прямолиней ного участка кривой р — lgТ, с.
Преобразованная кривая восстановления давления после прекращения долива согласно методике принимает вид кри вой долива, а ее прямолинейный участок удовлетворяет урав нению (2.25). Это достигается не при отсчете текущего вре мени с момента прекращения долива скважины, а при отсче те текущего избыточного давления — от уровня, достигнуто го к концу долива.
Суть используемого приема заключается в следующем. По сле начала работы точечного стока —скважины с постоянным расходом давление на забое непрерывно повышается и к моменту прекращения долива достигает
р* = Л д ^ г д, |
(2.27) |
где ГА — продолжительность долива скважины.
Процесс восстановления давления с момента прекращения
закачки жидкости |
описывается известным уравнением Х ор |
нера |
|
Р. = лд - ~ . |
(2.28) |
где t — время восстановления давления с момента прекращ е ния долива.
Из уравнения (2.28) видно, что с ростом t абсолютное зна чение избыточного давления уменьшается.
100
Выразив понижение давления от максимального уровня рА через Др, определим
|
|
2.25ХТд |
г. + t |
|
Др = ра- р»= flg ~~~~7л - Яд— |
||||
- |
n 2'25*'а i | i |
| |
t |
(2.29) |
Яд— Г ^ - Я д 1 |
+ |
— |
||
|
|
|
АУ |
|
Первый член уравнения (2.29) идентичен уравнению (2.27), а
второй член при малых значениях |
t/TA обращается в нуль. |
При этих условиях следует полагать, |
что характер графиков |
р — lgГ и Ар — 1дГ одинаков. Очевидно, совпадение упомя нутых графиков тем точнее, чем больше продолжительность долива ГА.
Применяя метод суперпозиции к уравнению (2.25), получа ем уравнение для соответствующего периода восстановления
давления |
|
|
Рс(.) = яг,1д |
ГА+ ‘ |
(2.30) |
t |
||
|
|
Понижение давления после прекращения закачки жидкос
ти в скважину |
|
|
ЛР = Рс(А) - Рс(в) + гС,1дт - iClg |
1 + -i- |
(2.31) |
|
т . |
|
Первый член правой части уравнения (2.31) по своей структуре идентичен соответствующему выражению кривой долива (2.25). Тогда в координатах Ар — lgt график кривой восстановления давления образует прямолинейный участок, аналогичный соответствующему участку кривой долива.
М.С. Винарским установлена необходимость соблюдения требований о постоянстве расхода и достаточной продолжи тельности долива скважины до ее остановки. В этих случаях в примыкающей к скважине области устанавливается квазистационарное распределение давления, и последующее его восстановление протекает при меньших искажениях. При малой продолжительности долива область квазистационарного распределения давления очень мала, и восстановление пла стового давления сопровождается искажениями от первона чального возмущающего эффекта. В этих случаях прямоли нейный участок графиков Ар — lgt также пересекает ось
абсцисс в точке lg V » 1дГ' Однако их н аклон ^ значительно меньше наклона соответствующего графика кривой долива JA.
Ниже приводятся данные о примерной продолжительности долива скважины в зависимости от диаметра заполняемых труб:
Диаметр труб, мм................. |
114 |
168 |
219 |
273 |
325 |
Продолжительность долива, |
5-10 |
10-15 |
1525 |
2035 |
2555 |
мин.......................................... |
В скважинах, обсаженных трубами диаметром 245 мм и более, продолжительность долива можно сократить путем спуска бурильных труб с пакером для герметизации затрубного пространства ниже статического уровня жидкости. В этом случае изменение давления во времени следует контро лировать с помощью глубинного регистрирующего маномет ра, помещенного ниже пакера.
Для обеспечения качественных замеров в течение заданно го времени необходимо, чтобы расход жидкости при закачке оставался постоянным. При отсутствии выхода циркуляции подача насоса не лимитируется и может быть определена, исходя из наличия запаса бурового раствора и требуемой продолжительности долива.
При частичном поглощении во избежание преждевремен ного повышения уровня жидкости до устья количество зака
чиваемой жидкости |
|
0 = 0 , ^ - , |
(2.32) |
1дг2 |
|
где О,, Г, — соответственно подача насосов и время восста новления циркуляции перед началом одного из последующих рейсов; Т2 — требуемая продолжительность долива скважи ны, определяемая в соответствии с диаметром труб.
Определение формы и величины раскрытия поглощающих каналов. Выбор наиболее эффективных методов, средств и технологий перекрытия поглощающих каналов определяется строением приствольной части поглощающего пласта (формы
иразмеры раскрытия каналов).
Спомощью скважинных фотоаппаратов и погружных те левизионных камер, а также по керновому материалу или по обнажениям пород на поверхности земли осуществляются прямые методы определения размеров и ориентации трещин, каверн и других нарушений стенок скважины.
Фотографический вид исследования имеет существенный недостаток, заключающийся в трудоемкости его осуществле
ния. Для выбора объекта, подлежащего фотографированию, требуется проведение других дополнительных видов исследо ваний; процессу получения информации при фотографирова нии предшествует процесс регистрации. Объект фотографи рования выбирается косвенным путем, а фотоприбор имеет неконтролируемое вращение на кабеле и снимает "вслепую"; для надежности проведения исследований один и тот ж е ин тервал фотографируют 3 —4 раза.
Большое распространение в большинстве отраслей про мышленности в качестве средства визуального наблюдения, контроля и т.п. получил электронно-оптический метод.
В нашей стране и за рубежом создан ряд скважинных электронно-оптических и фототелевизионных установок, предназначенных для решения разнообразных задач по ис следованию состояния стволов скважин.
К визуальному методу исследований относится также спо соб снятия оттисков со стенок скважины. Канадские фирмы "Блэк", "Сивэла" и "Брайсон", а также некоторые американ ские фирмы с этой целью применяют надувные пакеры с
"полувулканизированной" резиной. Пакер |
спускают в |
сква |
|
жину на насосно-компрессорных трубах, |
надувают |
сжатым |
|
воздухом и после определенной выдержки |
(от 5 мин |
до |
12 ч) |
извлекают на поверхность. После удаления воздуха резина сохраняет форму скважины. Для ориентации пакера-печати проводят специальное обследование. Разработана печать для определения раскрытия и формы поглощающих каналов. Она состоит из корпуса (перфорированной трубы), на котором имеется индикаторная оболочка (проницаемая ткань).
Предварительно определяют интервал поглощения с по мощью расходомера. Затем на бурильных трубах спускают печать в интервал поглощения. В бурильные трубы закачива ют индикаторную жидкость (краситель, химический реагент), которая вытесняется буровым раствором из труб в скважину через отверстия в корпусе индикаторной печати. Индикатор ная оболочка "раздувается" до плотного прилегания ее к стенкам скважины, а затем через нее фильтруется жидкость в пласт только в тех местах, где она перекрывает поглоща ющие каналы. В местах фильтрации жидкости в пласт на ин дикаторной оболочке остаются отпечатки поглощающих ка налов.
В последнее время все большее внимание уделяется кос венным методам определения формы и размера раскрытости поглощающих каналов на основе результатов гидродинамиче ских исследований, по выносимому шламу в процессе буре
ния скважины или по размерам зернистых наполнителей, закачиваемых в поглощающий пласт с целью перекрытия по глощающих каналов.
По результатам гидродинамических исследований скважин можно определить наиболее общий показатель, характери зующий поглощающий пласт, — суммарный коэффициент приемистости (продуктивности) Кс, или его гидропроводность, и коэффициенты приемистости (К{, Къ К2) тех сред, которы ми представлен поглощающий пласт.
Коэффициент приемистости К{ указывает на наличие в поглощающем пласте трещиновато-кавернозной зоны, р аз меры каналов фильтрации колеблются в пределах от долей миллиметра до нескольких сантиметров. Коэффициент К2 указывает на то, что в поглощающем пласте имеется средне пористая зона, размеры каналов фильтрации колеблются от десятков микрометров до долей миллиметра. Коэффициент К3 указывает на присутствие в поглощающем пласте мелко пористой зоны, размеры каналов находятся в пределах от десятков микрометров.
При наличии в поглощающем пласте трещ иновато кавернозной зоны с помощью расходомера устанавливают участки с наиболее интенсивным поглощением и по каждому из них определяют значение коэффициента приемистости и намечают меры борьбы с поглощением.
Способ оценки среднего размера раскрытия каналов в по глощающем пласте по данным кратковременных гидродина мических исследований может быть уточнен. Коэффициент фильтрации для одиночной трещины определяют с учетом таких факторов, как шероховатость стенок поглощающих каналов, их клиновидность и извилистость, местные потери напора, по следующей формуле:
К, = — —— ^ ----- , |
(2.33) |
12 ц £ш£т£к| п| м |
|
где у — объемный вес жидкости; р — коэффициент вязкос ти; тт — трещинная пористость; 8 — размер раскрытия трещины; — коэффициенты, учитывающие со ответственно влияние шероховатости, типа шероховатости, клиновидности, извилистости, местных потерь. Произведение коэффициентов % характеризует комплексное влияние ряда факторов, определяющих фильтрацию жидкости в трещ ино ватой среде, и может быть обозначено
с =Ч и М п Ч Л Л и - |
(2.34) |
Принимая во внимание общеизвестное соотношение меж ду коэффициентами фильтрации и проницаемости, с учетом (2.33) и (2.34) получаем коэффициент проницаемости трещ и новатой среды:
К [см2] или к, = [Д]. (2.35)
Наибольшее влияние на коэффициент фильтрации для трещиноватых пород в естественных условиях оказывают такие факторы, как извилистость и местные потери. На ос нове экспериментальных данных при комплексном влиянии всех рассмотренных факторов на коэффициент фильтрации в указанных условиях принимается с = 9,38.
М.С. Винарский и Г.А. Белоусов для интерпретации ре зультатов кратковременных гидродинамических исследований используют начальный прямолинейный участок графика Ар — \дТ, построенного по данным о повышении давлений во время долива скважины с постоянным расходом жидкости или о восстановлении давления в скважине после прекращ е ния кратковременного долива. В результате обработки на чального прямолинейного участка графика Ар — \дТ опреде ляется значение гидропроводности пород, по которой полу чено значение трещинной проницаемости
£ |
= - ^ |
, |
|
|
|
|
(2.36) |
|
12y77i |
|
|
|
|
|
|
где |
— радиус ствола |
скважины |
(в интервале |
изменения |
|||
уровня |
столба |
жидкости), |
см; ц |
— вязкость жидкости, сП; |
|||
у |
— плотность |
жидкости, |
г/см 3; |
Г' |
— величина, |
соответст |
вующая точке пересечений первоначального прямолинейного участка кривой Ар — \дТ с осью времени, с; h — мощность проницаемого пласта, см.
Приравнивая правые части (2.33) и (2.34) и учитывая, что для одиночной горизонтальной трещины п = 8; = 1, оп ределяем значение вероятного среднеобъемного раскрытия трещины:
6Гср = 0,826 • Ю"2^ Г (см) |
(2.37) |
Для случая испытания проницаемых пластов с использова нием технической воды вероятное среднеобъемное раскры тие трещины для определенной трещиноватой среды
Для определения этой величины разработана номограмма (рис. 2.6).
При вскрытии скважиной вертикальной трещины по мощ ности пласта h комплексное влияние коэффициентов извили стости с и местных сопротивлений резко возрастает за счет дополнительного влияния поверхности стенок трещины в горной породе на фильтрацию потока. Для пространственной изотропной трещиноватой среды, по экспериментальным данным, с = 97.
С учетом этого значения среднее значение вероятного
раскрытия вертикальной трещины |
|
8В =2,41-101-3Оj L м_ [см]. |
(2.39) |
I yl'm^h |
|
Для случая проведения гидродинамических исследований с использованием воды вероятное среднеобъемное раскрытие вертикальной трещины в определенной трещиноватой среде (nit = 0,1) можно определить по формуле
Рис. 2.6. Номограмма для определе ния среднего 5гхр и максимального Srjtp значений раскрытия трещин по данным КГДП [D ом - номиналь ный диаметр трубы) по М.С. Бавар скому н ГА Белоусову (1^, = 10 см;
Л**» |
= 2J9 мм* / =»00 с; 8глр = |
= 0,83 |
мм; 6 ^ = 4,5 мм) |
Значения раскрытия каналов в поглощающих пластах, рассчитанные по выражениям (2.37) и (2.38), сравнивали с ре зультатами, полученными при прямых и других методах ис следований (табл. 2.1).
Установлено, что прямые измерения размера раскрытия каналов, пересеченных стволом скважины, отражают макси мальное значение этой величины, определяемой по данным проникновения в трещины и каверны инертных частиц или ВПЖ.
Возможность оценки среднего и максимального значений раскрытия каналов в поглощающем пласте с помощью общ е доступного способа кратковременного гидродинамического исследования скважин и простой оперативной обработки опытных данных облегчает задачу обоснованного выбора закупоривающих материалов и тампонажных смесей для эффективной изоляции поглощающих пластов.
При статистической обработке результатов исследований было получено среднее значение вероятного раскрытия кана лов, равное 1,48 мм, при предельной ошибке его 0,16 мм. От сюда среднее значение раскрытия каналов находится в преде лах 1,32—1,64 мм, а среднее квадратическое отклонение рав но 0,46 мм.
Т а б л и ц а 21
Значения раскрытости каналов (в мм), рассчитанные различными методами
Номер Площадь скважины
Экспери - ментальная
ВНИИБТ |
Бахметьевс- |
587 |
|
182 |
кая |
Жирновс- |
|
31 |
кая |
Кленовская |
|
11 |
Нижне- |
8 |
Добринская |
Новинская |
Прямые
методы
8,2-20,0
0 |
00 о |
|
1 |
о |
ст> о |
3,0-8,5
6,0-120
5,5-8,0
|
|
Кратко |
Анализ |
Закачка |
временные |
гидродина |
||
шлама |
ВПЖ |
мические |
|
|
исследова |
|
|
ния |
10-20 |
10,0 |
266 |
7,48 |
5,3 |
1,49 |
— |
9,7 |
1.41 |
6,21 |
_ |
1.28 |
9,25 |
- |
208 |
- |
6,2 |
1,55 |
Значение раскрытия поглощающих каналов может быть определено по размеру частиц шлама или зернистых напол нителей, закачиваемых в поглощающий пласт.
Лабораторные исследования и промысловые испытания показали, что в трещины уносятся частицы шлама или зер нистый наполнитель, если их размеры в 2,5 —3 раза меньше раскрытия поглощающих каналов.
В БашНИПИнефти, пользуясь двучленной зависимостью движения жидкости в поглощающем пласте:
р = аО + ЬО2,
средний эквивалентный размер поглощающего канала (d — диаметр или 8 — раскрытость трещин) предложено опреде лять по формуле
где С,, С2 — постоянные, зависящие от свойств жидкости, размеров скважины и труб. Ими же построены номограммы для определения размера каналов d и 8 (для случая исследова ния скважины с промывкой забоя водой) в зависимости от формулы индикаторной кривой, величин а и Ь.
Определение зон поглощения бурового раствора (БР). В
практике бурения поглощение бурового раствора определяет ся по аномальному уменьшению его объема в емкостях и снижению давления в гидравлической системе буровой уста новки, а глубина поглощения — по длине бурового инстру мента, находящегося в скважине к моменту начала этих про цессов. Более точно место поглощения БР определяется с по мощью 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 механиче ской скорости бурения, плотности бурового раствора и веса на крюке.
Недостатком известных способов определения мест по глощения является невозможность установления глубин зон поглощения бурового раствора по мере спуска бурового ин струмента.
Практически точные глубины мест поглощения бурового раствора определяются с помощью геофизических исследова