УИР. Реферат по дисциплине Учебноисследовательская работа
 Скачать 0.59 Mb.
|
1.3. Признаки поглощенияПризнаки поглощения бурового и тампонажного растворов можно подразделить на прямые и косвенные. При поглощении расход жидкости на выходе из скважины меньше, чем на входе, уровень жидкости в приемных емкостях уменьшается. Однако эти прямые признаки поглощения могут четко не проявиться, если в скважине одновременно с поглощением происходит проявление. При разбуривании интервалов поглощения возможны провалы инструмента и увеличение механической скорости бурения, ухудшение выноса шлама, его локальные скопления в стволе скважины с последующими заклиниваниями и зависаниями инструмента в местах скопления шлама. Это все косвенные признаки поглощения. Косвенными признаками межпластовых перетоков могут служить изменения плотности бурового раствора и его свойств, состава ионов. В крупнотрещинноватом коллекторе возможно поглощение тампонажного раствора вместе с твердой фазой. Признаком такого гидродинамического взаимодействия может служить уменьшение давления при продавке цементного раствора. При поглощениях буровой раствор перенасыщается шламом. На забое образуется осадок шлама, а также локальные скопления его в стволе скважины выше забоя, что способствует сальникообразованию, затяжкам и прихватам инструмента. Вследствие снижения противодавления возможно развитие осыпей и обвалов стенок скважины, газо-, водо-, нефтепроявлений. При этом увеличивается расход раствора, материалов, химических реагентов, снижается скорость бурения. При неизолированном поглощающем пласте значительно затрудняется достижение заданной высоты подъема цементного раствора, увеличивается его расход. Борьба с поглощением связана с расходом времени, средств, материалов, обсадных труб и в конечном итоге приводит к увеличению сроков сооружения скважины и повышению ее стоимости. Для разработки мероприятий по предупреждению поглощений буровых и тампонажных растворов, а также изоляции поглощающих горизонтов или уменьшению степени интенсивности поглощения, необходимо знать следующие характеристики поглощающих объектов: границы (мощность зоны поглощения); пластовое давление, интенсивность поглощений; взаимодействие пластов – межпластовые перетоки; тип коллектора, размер и форму поглощающих каналов; местоположение изменения диаметра ствола скважины (сужения, каверны); возможность других осложнений, их интервалы (обвалы, проявления); давление гидроразрыва пород; тип и свойства флюида, содержащегося в каналах поглощения. Изучение зон поглощений проводится с помощью специальных исследований в скважине, выполняемых буровым предприятием на имеющихся на буровой установке приборах. Это оперативный вид контроля. При этом определяются: параметры промывочной жидкости; положение статического и динамического уровней; объем промывочной жидкости в циркуляционной системе; скорость восходящего потока промывочной жидкости; количество промывочной жидкости, входящей и выходящей из скважины; изменение давления на насосах; содержание газа в буровом растворе (газопоказания); контроль процесса углубления скважины. Кроме оперативного вида контроля применяют специальные виды исследования – промыслово-геофизические и гидродинамические [1]. 1.4. Методы исследования потенциальных зон поглощений.1.4.1. Геофизические методы исследования скважинКавернометрия. По кавернограмме можно определить степень разрушения прискважинной части поглощающего пласта. Однако поглощения не всегда приурочены к расширенным участкам ствола скважины. Если полное поглощение бурового раствора сопровождается провалом инструмента, то по кавернограмме можно оценить сложность проведения изоляционных работ. Термокаротаж позволяет найти границы поглощающих пластов. Этот метод основан на использовании естественного теплового поля Земли. Суть метода заключается в следующем. Скважину на некоторое время оставляют в покое. После выравнивания температуры бурового раствора и окружающих пород производят контрольный замер температуры в скважине. Затем в нее закачивают буровой раствор. При этом часть его из верхней части ствола скважины уйдет в зону поглощения. Так как температура закачиваемого раствора обычно более низкая, то снизится и температура раствора, расположенного в интервале над поглощающим пластом. Температура раствора ниже поглощающей зоны не изменится. На термограммах напротив поглощающего горизонта выделится зона пониженных температур. Для этой цели используется записывающий термометр. Резистивиметрия позволяет определить положение зоны поглощения по изменению удельного сопротивления раствора до и после закачивания его в скважину. Выделить зону поглощения резистивиметром можно только в том случае, когда сопротивление закачиваемого в скважину раствора резко отличается от сопротивления находящегося в скважине раствора. Микрокаротаж называют каротажем пористости. Вследствие малой глубины исследования микрокаротажем можно определить сопротивление промытой зоны породы вблизи ствола скважины. С помощью микрокаротажа можно также уточнить границы поглощающих горизонтов, выделить участки с различной пористостью внутри поглощающего горизонта и оценить пористость породы. Электрический каротаж. При электрическом каротаже регистрируются кажущееся удельное сопротивление пород и потенциал самопроизвольно возникающего в скважине электрического поля (ПС). По изменению этих параметров вдоль ствола скважины судят о характере и последовательности залегания пород. Напротив глин и глинистых пород на диаграмме отмечается повышение значения ПС, а напротив плотных и водонасыщенных пород - понижение. Такие показания отмечаются в том случае, когда минерализация пластовых вод выше минерализации бурового раствора в скважине. При обратном соотношении минерализации кривая ПС получается обратной. Если минерализация пластовой воды и бурового раствора одинакова, то кривая ПС получается недифференцированной. Тогда производят два замера: один - при установившемся статическом уровне, другой - в процессе долива в скважину жидкости. Напротив поглощающих пластов показания ПС должны быть различны. Радиоактивный каротаж.Стандартные методы радиоактивного каротажа регистрируют естественную гамма-активность горных пород (гамма-каротаж ГК) и гамма-активность, возбужденную действием нейтронного потока (нейтронный гамма-каротаж НГК). Гамма-активность глин и глинистых пород обычно больше, чем у известняков и песчаников. Поэтому поглощающие горизонты, как правило, характеризуются низкой естественной гамма-активностью. Кривая НГК позволяет уточнить положение поглощающего горизонта и получить некоторое представление о его строении вблизи ствола скважины, а также оценить величину пористости породы поглощающих пластов. Стандартные методы радиоактивных исследований дают хорошие результаты при заполнении скважины минерализованными раствором или раствором на нефтяной основе. Акустический каротаж. С помощью акустического каротажа замеряют скорость распространения и затухания упругих волн в породе. Трещиноватые, закарстованные породы очень сильно рассеивают акустические волны [2]. 1.4.2. Гидродинамические исследования поглощающих пластовГидродинамические исследования поглощающих пластов проводятся при установившихся и неустановившихся режимах фильтраций (течении) жидкости. Метод установившихся закачек (статический уровень в скважине Нст>30 м, рисунок 1, а). Жидкость с заданным минимальным расходом закачивается в скважину до установления определенного уровня. Фиксируются значение расхода и положение уровня, затем меняется расход, и жидкость закачивается 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, рисунок 1, б). Устье скважины герметизируется, и в нее закачивается жидкость с постоянным расходом до установления определенного давления. Режим считается установившемся, если давление и расход остаются постоянными в течение 10-15 мин. Затем изменяют расход и добиваются постоянства нового значения давления. При положении статического уровня на глубине 20-30 м первые точки индикаторной линии получают путем регистрации установившихся уровней при герметизированном устье с помощью глубинного манометра или путем экстраполяции индикаторной линии до начала координат. Метод установившихся отборов(при переливе жидкости из скважины, рисунок 1, в). Устье скважины герметизируется и определяется давление, под действием которого жидкость переливается из скважины. Затем жидкость отбирают из скважины 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 следующие особенности. До начала исследования необходимо убедиться в установившемся состоянии системы пласт - скважина. При наличии перетоков или поступлении в скважину минерализованных 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 в скважине 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 скважине. При этом плотности закачиваемой и находящейся в скважине жидкости должны быть одинаковыми. По полученной индикаторной линии (Δр - Q) определяют интенсивность поглощения и коэффициент приемистости поглощающего пласта. Прослеживание за снижением уровня (давления) жидкости в скважине (Нст> 30 м, рисунок 1, 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 скважине, 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 помощью глубинного манометра в виде кривой изменения давления во времени. Исследование поглощающих пластов с помощью пакера и установленного под ним манометра проводят в скважинах, в которых будет осуществляться переход с бурения с промывкой забоя водой на промывку буровым раствором, перед цементированием обсадных колонн с большой высотой подъема цементного раствора, а также во всех случаях перед проведением изоляционных работ с помощью пакера. Исследования проводятся при любом положении статического уровня в скважине или при наличии водопроявлений. Пакер в скважину спускают плавно, с включенным гидравлическим тормозом. Обычно пакер устанавливают на 20 - 50 м выше кровли поглощающего пласта. При наличии каверн или низкой механической прочности горных пород в этом интервале пакер устанавливают в вышележащих устойчивых породах. Приемистость поглощающего пласта определяется нагнетанием в скважину жидкости до установившегося режима при работе цементировочного агрегата на 2, 3 и 4-й скоростях. 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 линия поглощающего пласта, и определяются интенсивность поглощения и коэффициент приемистости. В скважинах, где возможен недоподъем цементного раствора за обсадной колонной из-за поглощения его в процессе цементирования, необходимо перед спуском обсадной колонны произвести исследование всех поглощающих пластов с помощью пакера на давление. Наибольшее распространение при исследовании поглощающих пластов получили: метод прослеживания за изменением уровня (давления) в скважине, метод установившихся нагнетаний и метод установившихся отборов. Метод исследования при неустановившемся режиме течения жидкости рекомендуется использовать, если время восстановления давления превышает 30 мин. В этом случае ошибка при определении коэффициента приемистости по формулам установившегося режима не превышает точности прибора (7—10 %). При меньших значениях времени восстановления давления следует применять методы исследования скважин при установившихся режимах или должны быть введены соответствующие поправочные коэффициенты. Основные методы изучения поглощающего пласта рассмотрены на рисунке 1[2]. Методы изучения поглощающего пласта Гидродинамические исследования Отбор керна и шлама Геофизические исследования При установившемся режиме движения жидкости Метод установившихся нагнетаний Метод установившихся отборов При неустановившемся режиме движения жидкости Прослеживание за снижением уровня Прослеживание за подъемом уровня электротермометрия резистивиметрия кавернометрия фотографирование стенок скважины телесъемка забоя и стенок скважины стационарный каротаж акустический каротаж радиоактивный каротаж расходометрия В процессе бурения путем регистрации количества закачиваемой и выводящей жидкости Рисунок 1: Методы изучения поглощающего пласта 1.4.3. Приборы, применяемые для исследования поглощающих пластов.Приборы для исследования поглощающих (водопроявляющих) пластов в бурящихся скважинах делятся на две основные группы. Приборы, предназначенные для проведения кратковременных гидродинамических исследований с целью выявления зависимости объемной скорости фильтрации жидкости по пласту от перепада давления. При использовании этих приборов оказывается активное воздействие на пласт путем нагнетания или отбора жидкости и восстановления пластового давления. В процессе исследования прослеживается изменение уровня жидкости в скважине во времени или регистрируется изменение давления на пласт. К этой группе приборов относятся: электрический уровнемер ТатНИИ, лебедки ВНИИБТ и ТатНИИ (ИП-1), манометры МГЭ-1, ГМИП-1, МГГ-20, а также уровнемеры и манометры различных зарубежных фирм. Приборы, предназначенные для определения толщины и местоположения поглощающих пластов, направления перетоков 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 [3]. |