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: 7 из 10

5.2 Предупреждение поглощений

Для предупреждения поглощения главным является правильный выбор плотности раствора, который осуществляется в соответствии с «Правилами безопасности и нефтяной и газовой промышленности». При этом необходим тщательный контроль за плотностью, вязкостью и другими параметрами бурового раствора. К другим важным средствам предупреждения поглощения относятся:

1. 
   Контроль за фактической величиной пластового давления прямыми (испы-атель пластов) и косвенными (геофизическими методами и по данным механическо-го каротажа) методами.
   
2. 
   Снижение скорости спуска инструмента до 0,6-0,8 м/c (1 свеча за 30-45 с.) и проработки ствола скважины, особенно при подходе к поглощающему пласту.
   
3. 
   Плавное восстановление циркуляции раствора, обязательное использование при пуске насоса ДЗУ (Рпуск < Р г.р.).
   
4. 
   Уменьшение подачи бурового раствора примерно до 8-10 л/с и переход на роторный способ бурения для снижения гидравлических сопротивлений в скважине.
   
5. 
   Недопущение образования сальников.
   
6. 
   Использование БТ и КНБК минимально возможного диаметра и длины, ис-ключение из КНБК центраторов, калибраторов, ШМУ.
   
7. 
   Добавление в буровой раствор кольмататоров пласта и смазочных добавок пе-ред вскрытием поглощающих пластов (наполнитель 2-3%, нефть, графит, Т-80 и др.).
   
8. 
   Регулирование параметров буровых растворов и приведение их в соответ-ствии с регламентом.
   

Таким образом, все средства по предупреждению поглощения направлены на снижение гидродинамических давлений в скважине.

Исследование интервалов поглощения.

Для качественной и полной изоляции или ликвидации зоны поглощения необ-ходимо определить:

1. 
   Местоположение пласта;
   
2. 
   Интенсивность поглощения;
   
3. 
   Размеры сечения каналов в пласте.
   

Определение местоположения интервала поглощения

Различают промыслово-геофизические и гидродинамические методы определения местоположения поглощающих пластов.

Интенсивность поглощения

Под интенсивностью поглощения понимается расход жидкости в пласт при установившемся давлении (Q при Р).

Существует несколько способов исследования:

1. 
   Способ прослеживания за изменением уровня жидкости
   
2. 
   Способ исследования скважин способом установившихся нагнетаний.Различают и другие методы исследования пластов (например с пакером)
   

5.3 Ликвидация поглощений

Снижение плотности бурового и тампонажного растворов.

Снижение плотности бурового и тампонажного растворов способствует сниже-нию гидростатического и гидродинамического давлений, а следовательно интенсив-ности поглощения. Однако, следует отметить, что к уменьшению плотности промывочной жидкости следует относиться с особой осторожностью, особенно при наличии в необсаженном стволе напорных пластов и неустойчивых пород. Снижение плотности бурового раствора достигается насыщением его воздухом (аэрацией) или разбавлением водой.

Аэрация раствора возможна двумя способами: компрессорный и бескомпрессорный. Первый способ предопределяет использование сжатого воздуха и его закачку от компрессора через специальные устройства в нагнетательную линию насоса. Вто-рой способ предопределяет необходимость обработки бурового раствора поверхност-но-активными веществами (сульфонол, диталан), лигносульфонатами (ФХЛС, КССБ) и другими вспенивающими реагентами.Следует отметить, что к разбавлению раствора водой следует подходить с осо-бой осторожностью, т. к. можно необратимо ухудшить качество раствора.

Применение наполнителей.

Наполнители предназначены для закупоривания пор и трещин, по которым в пласт перетекает жидкость. Действие наполнителя сводится к образованию в трещи-нах и порах пласта за счёт заклинивающего действия пробок (тампонов), которые с течением времени разрастаются и в процессе фильтрации раствора под действием пе-репада давления уплотняются. В качестве наполнителей используют отходы про-мышленного производства: опилки, слюду, целлофан, резину , древесину, асфальт и др. Наполнители разделяются на волокнистые, пластинчатые и зернистые (гранули-рованные), характеристика которых представлена в таблице 2.6.

Характеристика наполнителей

	Характеристика	Фракционный состав		Концентрация,	Размер закупори-
Наполнитель	закупоривающего	мм	%		ваемых трещин,
				кг/м3
	материала				мм
Бумажные	Волокнистые	-	-	2	< 1,5
волокна
		0,5-1	8
		1-1,5	8
Целлофан	Пластинчатый	1,5-3	21	2,5	1,3
		3-5	43
		5-7	16
		7-10	4
Сено	Волокнистые	< 10	3,4	3,4	1,3
		10-13	6	2,3	3
Речной песок	Зернистый	0,1-1	1	20-50	1,5-2
		0,5-1	35
Слюда-		1-1,5	21
	Пластинчатый	1,5-3	7	2,5-3	2,5
чешуйка		3-5	27
		5-7	8
		7-10	2
		0,5-1	1	0,5	2
		1-1,5	5	1-1,5	4
Опилки	Волокнистый	1,5-3	7	2	6
		3-5	28	2	6
древесные
		5-7	21	2	6
		7-10	33	2	6
		> 10	5	2	6
				2,3	3
Перлит	Зернистый	0,5	6	0,25	2,5-3
				0,5	4
		0,5-1	1
Резиновая	Зернистый	1-1,5	27
		1,5-3	25	2,5	3
крошка
		3-5	45
		5-7	1
Губчатая	Зернистый	3	10	3-5	< 6
резина
Зернистый	Зернистый	0,2	2	11-12	3-3,2
известняк

	Характеристика	Фракционный состав		Концентрация,	Размер закупори-
Наполнитель	закупоривающего	мм	%		ваемых трещин,
				кг/м3
	материала				мм
Зернистая	Зернистый	0,2	2	5,5-6	5
пластмасса
		0,5-1	14
		1-1,5	16
Кордовое		1,5-3	8
	Волокнистые	3-5	18	> 6	5-6
волокно
		5-7	14
		7-10	24
		> 10	6
Шлам	Зернистый	0,2-1,0	2-5	-	6-8
буровой
Пакля	Волокнистые	< 50	-	2	8-10
строительная
Керамзит	Зернистый	0,5	25	< 30	< 20-25

Считается, что максимальные размеры частиц наполнителя должны быть в два раза меньше раскрытия трещин. Однако, из-за разнообразия форм частиц наполнителя и трещин такие рекомендации носят общий характер. Поэтому рекомендуется применять сразу несколько типов наполнителей с различными размерами, так как это оказывает наибольший эффект. Например, рекомендуется применять смесь гранулярных, волокни-стых и чешуйчато-пластинчатых наполнителей в соотношении 1 : 1 : 1. Объёмная кон-центрация наполнителей в жидкости рекомендуется 15-20%. В качестве жидкости намыва применяют глинистые растворы с фильтрацией более 40 см³/30 мин.

Технология намыва наполнителя в пласт осуществляется следующим образом. Ввод наполнителей в буровой раствор осуществляется с помощью гидромешалки. Намыв наполнителей производят через открытый конец бурильных труб или через бурильные трубы с пакером (под давлением). Колонну бурильных труб спускают на 10-15 м выше кровли поглощающего пласта и с помощью буровых насосов или цементировочных агре-гатов начинают закачку наполнителя, который вымывают до появления циркуляции. По-сле появления циркуляции намыв прекращается и бурильные трубы спускают на 10-15 м ниже подошвы поглощающего пласта с восстановлением циркуляции для определения результатов намыва. Если ликвидировать поглощение не удалось, то операции по намыву повторяют с другими наполнителями. Если поглощение удалось ликвидировать, то целе-сообразно после закачки в пласт пачки раствора, приподнять инструмент и оставить сква-жину в покое на 4-8 часов. При промывке скважины раствором с наполнителем оборудование очистки бурового раствора необходимо отключить.

При намыве наполнителей через бурильные трубы с пакером, последний устанав-ливается на 20-30 м выше кровли поглощающего пласта. После намыва пакер освобож-дается и производится его спуск с промывкой ниже подошвы поглощающего пласта на 10-15 м с целью определения возможного образования пробки из наполнителей. Затем трубы поднимают и пакер устанавливают на прежнее место с последующим определе-нием приемистости пласта (эффективности намыва наполнителей). Если приёмистость пласта осталась без изменения, то намывают наполнитель большего размера.

При отсутствии сведений о размерах поглощающих каналов используют способ последовательного намыва отдельных фракций наполнителей. Если после закачки 3-5 т наполнителя снизить интенсивность поглощения не удалось, то дальнейшее применение данного наполнителя нецелесообразно.

При полном поглощении применяют контейнерную доставку наполнителей или тампоны типа «мягких пробок». Тампон представляет собой концентрированную те-стообразную массу различных наполнителей, смешанных с глинистым или цемент-ным раствором. Объём тампона должен быть не менее 20 м³.

Довольно эффективен способ намыва наполнителей на глинистом растворе с флокулянтами и коагулянтами. В качестве коагулянта чаще всего используют хлорное железо, сернокислый алюминий, флокулянта – ПАА и другие акрилаты. Оптимальная добавка флокулянта составляет, как правило, 0,01-0,05% от общего объёма раствора.

Рекомендуемые концентрации наполнителей в растворе должны составлять не более 30 кг/м³ при роторном способе и не более 5 кг/м³ при турбинном.

Ввод наполнителей в тампонажные растворы осуществляется в сухой цемент в цементировочно-смесительную машину через цементировочную воронку при затарке или непосредственно в приёмный чан ЦА. Обычно концентрация составляет 3-6%, иногда до 7-15%.

Намыв наполнителей обычно применяется при интенсивности поглощения менее 100 м³/ч перед закачкой цементных растворов. При этом удаётся перекрыть наиболее крупные каналы поглощающего пласта. Поэтому очень часто в качестве наполнителя используют песок.

Общая и товарная характеристика отдельных наполнителей для предупрежде-ния и ликвидации поглощений представлена в приложении 2.

Установка силикатных ванн.

Силикатные ванны применяются при поглощении с интенсивнистью до 40 м³/ч

• 
  при наличии в поглощающих пластах вод, содержащих соли поливалентных метал-лов. Силикатная ванна готовится из товарного водорастворимого силиката (жидкое стекло) или его водного раствора. Для борьбы с поглощениями в трещиноватых кол-лекторах добавляют ещё и глину, массовая доля которой составляет 5-10%.