Расчет курсового проекта по промывке (1). Разработка технологического регламента и рецептуры промывочной жидкости для конкретных геологических условий и осложнений при поглощении на примере эксплуатационных скважин чаяндинского мя

• Название: Разработка технологического регламента и рецептуры промывочной жидкости для конкретных геологических условий и осложнений при поглощении на примере эксплуатационных скважин чаяндинского мя
• Дата: 09.05.2021
• Размер: 0.85 Mb.
• Имя файла: Расчет курсового проекта по промывке (1).docx
• Тип: Курсовой проект; #202857
• страница: 6 из 10

5.1 Причины, классификация и признаки поглощения

Поглощение – это потеря некоторого объёма бурового или тампонажного растворов вследствие их фильтрации из ствола скважины в пласт. Поглощение является одним из наиболее распространённых видов осложнений.

Поглощающие пласты обычно представлены несвязными, мелкопористыми, пористыми (песчаными и крупнообломочными), закарстованными и трещиноватыми породами. Наиболее интенсивные поглощения отмечаются чаще всего в крупнообло-мочных, закарстованных и трещиноватых горных породах. Глубина залегания несвязных и кавернозных пород обычно не превышает 300 м, трещиноватые же породы встречаются на любой глубине. С ростом глубины залегания пород раскрытие и густота трещин обычно снижается. С увеличением мощности пласта расстояние между трещинами растёт. При увеличении прочности пород густота трещин уменьшается.

• 
  районах с растворимыми породами (карбонатные, сульфатные, хлориды) возможно вскрытие каверн, пещер, а также провалы бурильного инструмента, что связано с карстами. Закарстованность пород обычно затухает с глубиной. Очень часто поглощения встречаются в зонах с АНПД.
  

Таким образом, поглощение и его интенсивность зависят от пористости и проницаемости пласта. При этом различают открытую (естественную) и закрытую пористость.

Открытая пористость обусловлена естественными горно-геологическими условиями. При этом поглощение жидкости происходит при следующем условии:

Рпл. < Рг.ст.+ Рг.д. < Рг.р.,

где Рпл.–пластовое давление,Па;

Рг.ст. –гидростатическое давление,Па;

Рг.д. –гидродинамическое давление,Па;

Рг.р. –давление гидроразрыва,Па.

Закрытая пористость обусловлена гидроразрывом пласта и формированием трещин искусственным способом в результате увеличения гидродинамического давления в скважине, то есть по причинам, обусловленным деятельностью человека. При этом поглощение происходит при следующем условии:

Рг.ст. + Рг.д. > Рг.р..
Гидродинамическое давление зависит от вида выполняемых технологических операций:

В настоящее время нет единой и общепризнанной классификации интервалов поглощений, которая могла бы стать общей базой для выбора рациональных способов и средств ликвидации поглощений. Существующие же на сегодняшний день классификации поглощений основываются на опыте проводки скважин на площадях и месторожд-ниях, расположенных в различных районах бурения. Например, в таблицах представлены некоторые из существующих классификаций поглощений и рекомендуемые мероприятия по их профилактике и ликвидации.

Таблица Классификация поглощающих горизонтов по УфНИИ

Коэффициент удельной		Объём
		смеси на 1 м2
установившейся продук-
		начальной
тивности (удельное	Способ ликвидации поглощения
		поверхности
поглощение) q1, л/(с·м2)
		фильтрации,
при р – 1 кгс/см2
		л/м2
≤ 0,3	Переход на глинистый раствор.	-
0,3-1,0	Заливка зоны поглощения цементным, гипсовым	50-100
	раствором.
1-5	Заливка зоны поглощения гипсовым, цементным	100-500
	раствором максимально возможной консистенции.
5-10	Заливка зоны поглощения густыми облегчённы-	100-1 000
	ми перлит-гипсовыми, перлит-цементными сме-
	сями с волокнистыми наполнителями типа
	кордного волокна.
> 10	То же	> 1 000

Таблица Классификация поглощений, методы профилактики и ликвидации поглощений промывочной жидкости (Б. Б. Кудряшов, А. М. Яковлев)

Группапоглощения		Поглощение
	удельные				Мероприятия
	потери		% от подачи
	раствора,		насоса
	3
	м /ч
1	< 0,1		Умеренное < 5		Замена воды глинистым раствором, закачивание воды
					(раствора) в скважину до восстановления циркуляции.
					Регулирование свойств раствора (снижение плотности,
					повышение динамической вязкости, увеличение водо-
					отдачи); ограничение скорости спуска бурового ин-
2	0,1-0,2		Частичное 5-30		струмента , плавное восстановление циркуляции после
					остановки промывки; ограничение предельного СНС;
					применение растворов с недиспергированной твёрдой
					фазой, отверждаемых растворов; аэрация растворов,
					применение сжатого воздуха, пен.
					Применение растворов с повышенными структурными
					свойствами, высокой водоотдачей, недиспергирован-
3	0,2-0,3		Среднее 30-60		ной твёрдой фазой, аэрированных с наполнителями;
					задавливание СБС; применение сжатого воздуха, пен,
					эжекторных и эрлифтных снарядов.
					Применение растворов с наполнителями, закачивание
4	0,3-0,4		Полное 60-100		гипсовых и цементно-гипсовых растворов, использо-
					вание различных паст, БСС, затирка БСС в стенки
					скважины.
					Задавливание различных паст, БСС с наполнителями и
					без них; тампонирование, задавливание и затирка сме-
					сей различных вяжущих материалов, доставляемых в
					зону поглощения в разрушаемых капсулах; смолиза-
			Полное		ция; битумизация, торпедирование; замораживание;
5	> 0,4		и катастро-		намывание песка; установка в скважине специальных
			фическое > 100		эластичных оболочек (сетчатых или тканевых) с по-
					следующим цементированием; установка труб «впо-
					тай», обход осложнённой зоны новым стволом
					скважины; бурение скважины без выхода промывоч-
					ной жидкости на поверхность и др.

Основными признаками поглощения являются:

1. 
   Уменьшение объёма бурового раствора в приёмных ёмкостях при бурении.
   
2. 
   Расход вытекающего на устье бурового раствора меньше закачиваемого в скважину.
   
3. 
   Увеличение скорости бурения (обусловлено снижением Рг.ст в скважине при падении уровня раствора).
   

4. 
   Провалы инструмента при бурении (обусловлено закарстованностью пород, наличием трещин и пещер).
   

5. 
   Снижение уровня бурового раствора в скважине в «покое».
   
6. 
   Снижение давления в скважине за счёт снижения гидравлических сопротив-лений в затрубье.
   

Классификация зон поглощения по ТатНИИ

Кате-

Удельное

Расход

погло-

тампони-

гория

Рекомендации

Количество

щение,

рующего

сква-

по ликвидации поглощения

тампонажей

м3 / ч

материала,

жин

кг/м

м

1

≤ 1

Возможна

замена

промывки забоя

6-8

1

естественными суспензиями на про-

10-12

1-2

мывку буровым раствором удельного

28-35

Если после 3-4 за-

веса 1,12 ÷ 1,28 г/см3 без проведения

ливок

интенсив-

изоляционных работ.

ность

поглощения

2

1-3

Применять

быстросхватывающиеся

не

снижается,

то

гипсоцементные,

полимергипсовые

рекомендуется

по-

смеси или раствор тампонажного це-

глощающие пласты

мента с добавлением 5 ÷ 8% хлористо-

перекрывать

об-

го кальция от веса цемента или другие

садной колонной.

3

3- 6

ускорители.

6- 8

1

То же.

4

7-10

Снизить удельное поглощение до 3 ÷ 5

10-12

1-2

намывом наполнителей в зону погло-

28-35

Если после 3-4 за-

щения. Изоляция производится с уста-

ливок

интенсив-

новкой пакера над зоной поглощения

ность

поглощения

на 30 ÷ 50

м. Применяются гипсоце-

не

снижается,

то

ментные смеси (50% цемента и 50%

рекомендуется

по-

гипса с замедлителем сроков схваты-

глощающие пласты

вания); полимергипсовые смеси; на

перекрывать

об-

основе

полимерных

материалов;

садной колонной.

смесь, состоящая из равных объёмов

гипана и минерализованного глини-

стого раствора (10 ÷ 15% СаСl2) с до-

бавлением наполнителей; смеси на

основе тампонажного цемента с до-

бавлением 6-8% хлористого кальция, а

также соляроцементобентонитовые и

солярогипсобентонитовые смеси.

Снизить

интенсивность

поглощения

5. 
   > 10до 5 ÷ 6 намывом наполнителей слю-да-чешуйка, ветошь, кордное волокно, опилки, песок и др. Целесообразно применять при намыве одновременно волокнистые, хлопьевидные и грану-лярные наполнители, БСС.
   

В случае обнаружения поглощения необходимо определить его причину и место. Буровой раствор может перетекать в трещины, образующиеся вследствие чрезмерных давлений, создаваемых промывочной жидкостью, в естественные открытые трещины или большие полости, обладающие структурной прочностью. Значительный объём информации часто может дать анализ ситуации. Например, если поглощение происходит при бурении в зоне с нормальным пластовым давлением без изменения плотности раствора, наиболее вероятной его причиной является полость, которую только что вскрыло долото. Если поглощение возникает во время спуска колонны, вполне можно допустить, что переходной импульс давления вызвал образование трещины.

Полезную информацию можно также получить в ходе наблюдения за уровнем жидкости после остановки насоса. При перетоке раствора в каверны, пласты с высо-кой пористостью, расклиненные трещины и другие пустоты, уровень раствора в кольцевом пространстве снижается до тех пор, пока гидростатическое давление не станет равным пластовому. Представление о размере пустот можно получить путём измерения скорости, с которой снижается уровень раствора. Эта скорость может быть очень высокой (10 и более м/мин.). В этом случае определяют установившийся стати-ческий уровень и через бурильные трубы, спущенные к зоне поглощения, производят кратковременные закачки раствора и замеряют динамический уровень. Если динами-ческий уровень в скважине остается в пределах статического или превышение соста-ляет не более 5 м, поглощение сразу может быть отнесено к разряду катастрофических. Если после отключения насоса уровень раствора в скважине не снижается , то это означает, что поглощение вызвано незначительным повышением забойного давления из-за гидродинамических потерь давления в кольцевом простран-стве. Когда насосы останавливают, трещина смыкается и твёрдая фаза раствора пере-крывает отверстия. Временные поглощения такого рода лучше всего устранять регулированием свойств буровых растворов и режима промывки, а не применением материалов для борьбы с поглощением.

При любой интенсивности поглощения, если уровень в скважине падает после остановки насоса, в первую очередь необходимо определить плотность бурового раствора, при которой можно поддерживать циркуляцию.