pdf.php@id=6169

удельный вес глинистого раствора угл. р_ ра = 1.35 г!см3', внутренний объем 5®/!,/' бурильных труб равен 11,14 л/м\ объем ствола сква­ жины диаметром 300 мм равен 70,65 л[м\ количество нефти для заполнения 300-ж ствола (теоретическое) равно 21 195 л; количество нефти, увеличенное на 30%, равно 28 260 л; нормальное давление циркуляции 25 кГ/сж2.

При введении нефти в бурильные трубы давление на выкиде насосов непрерывно возрастает во всех случаях и достигает макси­ мума при подходе нефти к промывочным окнам долота. В этом поло­ жении уравнение равновесия записывается в следующем виде.

в бурильные трубы для проталкивания нефти к промывочным отвер­ стиям долота.

В приведенном выше примере

_ 28 260

—11,14 = 2536 м,

т.е. немного больше глубины скважины. Иными словами, когда нефть достигнет промывочных отверстий долота, Н гл. р_ ра = 0, т. е. объем бурильных труб будет заполнен нефтью. Отсюда указанное равенство принимает вид:

Прибавляя к последней цифре величину нормального давления циркуляции, замеренного ранее (25 am), получаем максимальное давление закачки (66 + 25 = 91 am), очень близкое к предельному давлению на выкиде существующих буровых насосов, что заста­ вляет использовать цементировочный агрегат.

Нетрудно представить, что для скважин большой глубины, где согласно показаниям, полученным при растяжении прихваченного инструмента, прихват произошел где-то вблизи поверхности, необ­ ходимо закачивать в скважину огромные количества нефти под очень высоким давлением. В подобных случаях можно отказаться от заполнения ствола скважины нефтью от долота до места прихвата.

Вэтом случае закачивают несколько порций нефти, перемежая

ееглинистым раствором. Вначале закачивают первую порцию нефти и продавливают ее глинистым раствором. Если при этом наблюдается увеличение хода инструмента при натяжке, зака­ чивают вторую порцию нефти в другой интервал прихвата и т. д.

91

4. Если под закачанной нефтью находится пласт с высоким пластовым давлением, необходимо перед введением утяжелить глинистый раствор во избежание возникновения фонтанных про­ явлений (выбросов) во время проведения операции.

Рассчитаем пример со следующими данными: кровля пласта 1300 щ пластовое давление 120 am; коэффициент запаса во время операции 1,5; удельный вес глинистого раствора 1,35 г!см3. Используя коэф­ фициент запаса, получаем, что на пласт во время операции необхо­ димо создать противодавление

р = 120 X 1,5 = 180 am.

Это давление создается 200-Л1 столбом нефти и 1100-ж столбом1 глинистого раствора с неизвестным удельным весом.

Отсюда

Первоначально удельный вес глинистого раствора в скважинебыл равен 1,35 г/см3. Отсюда перед закачкой нефти в ствол сква­ жины раствор следует утяжелить.

5. Нефть несколько легче глинистого раствора и стремится подняться вверх по стволу, поэтому скорость закачки нефти должна быть достаточно большой, чтобы нефть не всплывала.

Так, например, во многих случаях по причине очень медленной закачки нефть была встречена также и в бурильных трубах.

Подъем нефти через глинистый раствор происходит в виде очень мелких капель. Скорость подъема таких капель можно определить

рассчитывая тот же пример, получаем объем, необходимый для закачки

1100 м х 11,14 л/м = 12 254 л.

92

При этом время закачки равно 1103 сек. Погрешность от сегрегации нефти составляет:

1103 сек. х 26,16 = 288,5 м,

(т. е. 26% от высоты закачиваемого столба воды);

1103 сек. х 5,12 = 56,47 м,

(т. е. 5% от высоты закачиваемого столба глинистого раствора). Первый случай исключается.

В заключение необходимо отметить, что во избежание больших погрешностей при закачке нефти и всплывания ее со слишком высо­ кой скоростью в кольцевом пространстве необходимо, чтобы нефть к месту прихвата закачивалась с большой скоростью.

Глинистый раствор должен иметь высокую вязкость. Качество нефти имеет большое значение с точки зрения скорости подъема ее через столб жидкости в стволе скважины.

Нефть с высокой вязкостью поднимается вверх в виде частиц очень малых размеров (скорости подъема, вычисленные по формуле, малы), в то время как маловязкие нефти ведут себя совершенно противоположным образом.

Тенденция нефти к всплыванию в кольцевом пространстве огра­ ничивает продолжительность нефтяной ванны.

Получают хорошие результаты от добавления к глипистому раствору какого-нибудь эмульгатора. В этом случае нефть нахо­ дится в глинистом растворе в виде эмульсии, образующейся само­ произвольно. Такими свойствами обладает углещелочной реагент.

5. ДРУГИЕ МЕТОДЫ ОСВОБОЖДЕНИЯ ПРИХВАЧЕННОГО ИНСТРУМЕНТА

Колонну бурильных труб, прихваченную в стволе скважины с присутствующим в ней желобом, освобождают путем ударов вниз.

Для этой цели применяют изношенную утяжеленную бурильную трубу, маневрируют которой на металлическом канате диаметром 28 мм, пропущенном через свободный ролик кронблока и закреп­ ленном к барабану буровой лебедки. С барабана лебедки предва­ рительно удаляют талевый канат. Подготовка к этой операции пока­ зана на рис. 22, а. Колонна бурильных труб освобождается пол­ ностью тем быстрее, чем ближе находится к поверхности точка прихвата. При очень сильных ударах возможен изгиб бурильных труб. Более простая установка, на подготовку которой затрачи­ вается мало времени и которую применяют в некоторых случаях, показана на рис. 22,6. Здесь удары производят трубой, надетой поверх квадратной штанги. Маневрирование осуществляется от вспомогательного каната бурильщика.

Последний способ менее эффективен вследствие относительно малого веса трубы. Однако труба и шарниры быстро деформируются

93

от ударов. Известны случаи обрыва рабочей трубы в сечении послед­ ней свободной нитки резьбы левого ниппеля.

Эффект от удара теряется в большей своей части до точки при­ хвата благодаря упругим свойствам бурильных труб и контакту со стенками ствола скважины. Поэтому освобождение инструмента приписывалось в таких случаях действию возникающих при ударах

.Торпеда спускается в скважину на кабеле и устанавливается против нижней части зоны прихвата. Если зона прихвата болев протяженная, применяют несколько торпед, расположенных после­ довательно на различных глубинах, начиная снизу вверх.

Применяя взрывы, ликвидировали прихваты на забое в отсут­

2х 2" эксплуатационные трубки. Так как план работ предусматривал возврат вверх, приняли решение торпедировать трубки.

94

ЧА С Т Ь В Т О Р А Я

ДА В Л Е Н И Е П Л А С ТО В Ы Х Ж И Д К О С Т Е Й

ВО В М Е Щ А Ю Щ И Х Г О Р Н Ы Х П О Р О Д А Х

Гл а в а - I

ВВ Е Д Е Н И Е

1.ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Различные пористые породы (галечники, пески, песчаники и т. д.) могут быть заполнены водой, нефтью или газом, находящимся под некоторым давлением. Горные породы, не обладающие структур-, ной пористостью (мергели, сланцы, известняки, интрузивные горные породы и т. д.), но имеющие трещины, пустоты или каверны, могут также содержать пластовые жидкости, находящиеся под различным давлением.

Пластовые жидкости, насыщающие свободное пространство пород, находятся под давлением, называемым пластовым. Вследствие того, что величина давления не известна заранее, в процессе бурения может возникнуть ряд осложнений.

Глинистый раствор, применяемый при бурении, должен уравно­ вешивать пластовое давление.

Давление, создаваемое глинистым раствором, определяется высо­ той столба глинистого раствора и его удельным весом. Поскольку значение пластового давления не всегда известно, пользуемся диффе­ ренциальным давлением, под которым понимаем разность:

Ргп. р—pa Рпа — Pdi

где Ргп. р—ра — давление, развиваемое столбом глинистого раствора на поверхности соответствующего пласта; р пл — пластовое давление; ра — дифференциальное давление; угл. р_ ра — удельный вес глини­ стого раствора; Н — глубина залегания пласта.

При вскрытии пласта в зависимости от величины дифференциаль­ ного давления возможны следующие случаи.

1. Давление Ргл. р —Ра меньше р пЛ, т. е. ра имеет отрицательное значение. Вследствие этого пластовые жидкости стремятся перейти

96

в ствол скважины и вытолкнуть глинистый раствор на поверхность. Тем самым создаются условия для проявления скважины, а в после­ дующем открытого фонтанирования.

2. Давление _ргл. р.ра больше рпл (ра имеет положительное зна­ чение). Опасность проявления пласта отсутствует. Однако глинистый раствор может перейти в определенных случаях из ствола сква­ жины в пласт, что вызовет потерю циркуляции.

В заключение необходимо отметить, что давление пластовых жидкостей, содержащихся в залежи, может вызвать осложнения при бурении вследствие проявлений, во время которых возникают благоприятные условия для прихвата колонны бурильных труб. Прихват образуется в результате выноса породы из пласта в ствол скважины, обвалов и осыпей глинизированных стенок ствола сква­ жины или уменьшения веса столба глинистого раствора (эффект последнего аналогичен осушению ствола скважины).

Помимо этих вероятных случаев, при несоблюдении мер предо­ сторожностей и бездействии буровой бригады проявления могут привести к более тяжелым осложнениям, с опасностью перехода в открытое фонтанирование. Последнее подвергает опасности не только буровую установку и бурящуюся скважину, но также и всю систему разработки залежи. Открытый фонтан представляет собой самую тяжелую из возможных аварий во время бурения или добычи нефти.

В стволе скважины в зоне потери циркуляции может происходить усиленное сальникообразование, а также могут обваливаться выше^ лежащие формации благодаря осушению ствола скважины. Кроме того, может произойти фонтанирование из некоторых вышележащих пластов вследствие уменьшения гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины.

2. ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ

Для успешного осуществления бурения необходимо знать давле­ ния в проходимых долотом пластах. Эти сведения для эксплуата­ ционного бурения могут быть получены на основании замеров да­ вления, проведенных на уже освоенных скважинах.

Если месторождение начинает только разбуриваться, необходимо выявить для предосторожности максимальные забойные давления, так как возможно вскрытие неизвестных залежей п блоков с непред­ виденным значением давления. Если на месторождении развита эксплуатация и геологическое строение месторождения в основном изучено, можно использовать статические забойные давления, опре­ деленные в процессе эксплуатации.

Более сложной проблемой является предварительное опреде­ ление величины пластового давления на забое скважины при разведочном бурении. Однако все же возможно предварительно оценить его ориентировочно.

Нефтепромысловая практика в различных районах мира пока­ зывает, что первоначальная величина пластовых давлений какоголибо месторождения находится, в прямой связи с глубиной залега­ ния пластов. Градиент давления, как правило, изменяется в преде­ лах 0,8—1 am на каждые 10 м. Ниже приведены отдельные примеры (по И. М. Муравьеву и А. П. Крылову) пластовых давлений.

Установленные выше наблюдения распространяются также и на большинство нефтяных месторождений Румынской Народной Республики.

Первоначальное пластовое давление можно выразить по формуле

то давление р представляет собой гидростатическое давление, соот­ ветствующее глубине залегания продуктивного пласта.

При проектировании бурения можно принять для К максималь­ ную величину 1,2, равную давлению 1 м столба жидкости с удель­ ным весом 1,2 г/см3 (такой жидкостью может быть сильно минера­ лизованная пластовая вода).

Существуют, однако, значительные отклонения от этого правила. Так, в районе Пэкурец (РНР) первоначальный градиент давления был равен 1,8 am на 10 м. Можно было бы привести и другие изве­

Как известно, залегание пластовых жидкостей в известных гор­ ных породах-коллекторах объясняется процессами миграции, вызванными давлением покрывающих осадочных пород либо горо­ образовательными движениями. -

Миграция происходила по различным путям: по склонам соляных массивов, вдоль пористых пластов и т. д. Пластовые жидкости мигрировали в виде смеси фаз (воды, нефти и газа) под воздействием гидравлического режима, соответствующего средней плотности этой смеси. Если преобладала соленая вода, средняя плотность смеси была намного больше единицы и, наоборот, меньше единицы в при­ сутствии значительных количеств нефти и газа в смеси.

Безусловно, в процессе насыщения пористых горных пород этими жидкостями часть из них теряется по пути движения в зонах нарушений и попадает на дневную поверхность в виде источников,

98

радизованную воду под пластовым давлением около 120 am, градиент давления при этом был равен 1,84 am на Юле. Открытое фон­ танирование было предотвращено лишь с очень большими трудно­ стями (пришлось пожертвовать скважиной).

Учитывая эволюцию подземного рельефа во времени, можно легко объяснить возникшую обстановку.

Скв. 2, имевшая более высокую отметку поверхности земли и расположенная на крыле антиклинали, была пробурена в то же время без затруднений.

Если пластовое давление вследствие воздействия эрозионных процессов превышает давление, создаваемое плотностью вышележа­ щих отложений, происходят разрывы последних, сопровождающиеся появлением природных источников.

На рис. 25 приведен другой случай, когда в связи с повыше­ нием рельефа вследствие аллювиальных отложений значение коэффициента К может стать меньше единицы.

В редких случаях миграция происходила без связи с поверх­ ностью земли, т. е. под действием режимов давлений, существовав­ ших на глубине.

Для уравновешивания повышенных пластовых давлений, возник­ ших вследствие э.- ого, при бурении используют промывочные жидко­ сти с удельным весом, достигающим 2,4 г/см3..

3. КОЭФФИЦИЕНТ ЗАПАСА

Если выявлено точное определение градиента давления для дан­ ного месторождения, все же необходимо иметь запас давления, обеспечивающий положительное дифференциальное давление:

Выбрр коэффициента Запаса и соответственно дифференциального давления зависит от следующих причин:

4)поршневого эффекта колонны бурильных труб;

5)предотвращения потерь глинистого раствора в пористых пластах;

6)свойств пластовых жидкостей, насыщающих коллектор;

100