книги / Справочник мастера по сложным буровым работам

необходимо применять облегченные цементные растворы и снижать гид­ равлические сопротивления при движении цементного раствора в затрубном пространстве скважины.

Для уменьшения гидравлических сопротивлений надо выполнять ме­ роприятия, предусмотренные Инструкцией по креплению нефтяных и га­

(5.38) не удается, то скважину следует цементировать в две ступени. Расстояние от зоны поглощения до установки заливочной муфты

Я [106 (а — рт) —gPo]

(5.42)

S(Рц — Ро)

Пр и м е р . Расстояние от устья газовой скважицьг до предполагаемой зоны по­ глощения #=1650 м. Градиент давления гидроразрыва пласта, рассчитанный поме-

тодике п. 5.2.3, равен 0,014 МПа/м, а градиент прироста р , определенный по формуле <5.41), 0,002 МПа/м. Плотность цементного раствора 1600 кг/м5 а бурового 1080 кг/м3.

После подстановки исходных данных в формулу (5.39) убеждаемся, что неравен­ ство не удовлетворяется. свидетельствует о том, что при цементировании откро­ ется поглощение и цеменчивгй раствор необходимо закачивать в затрубное прост­

отвращения поглощения цементного раствора при цементировании обсадной колонны расстояние между заливочной муфтой и зоной поглощения должно быть не более

оЗо м,

5.2.8. Инертные наполнители

Наполнители изготовляют в основном из отходов производства. К ннм относятся: молотый известняк, песок, мел, вспученный перлит, цел­ лофан, слюда, полимерная пленка, древесные опилки, стружка, подсол­ нечная лузга, кожа «горох», кордовое волокно, керамзит, резиновая крошка, сено, ореховая скорлупа, гранулированна'я пластмасса, древес­ ная кора, стекловолокно, текстильное волокно, хлопья целлюлозы, асбест, изрезанная бумага, рубленая пенька, измельченные кукурузные коче­ рыжки, пробка, измельченные автопокрышки, губка, кокс, технический войлок (кошма), улюк и др.

Наполнители подразделяются на волокнистые, зернистые и хлопье­

ром до 25 мм, а также трещин в крупнозернистых породах с зернами размером до 3 мм и в мелкозернистых породах с зернами размером до 0.5 м.

Хлопьевидные материалы (целлофан, слюда, шелуха хлопковых семян

пластмасса, ореховая скорлупа и др.) хорошо закупоривают пласты гра­ вия с зернами до 25 мм.

191

Перлит хорошо закупоривает гравийные пласты, состоящие из зерен диаметром до 9—12 мм, ореховая скорлупа (крупность зерен 2,5 мм и

Закупоривающая способность некоторых наполнителей

Количество вводимого в раствор наполнителя зависит от способа бу­ рения. вида наполнителя и других признаков. При роторном способе в буровой раствор вводится до 20—30 кг, а при турбинном —• до 5 кг наполнителя иа 1 м3 бурового раствора.

Оптимальное количество вводимых в раствор некоторых наполните­ лей, при которых не нарушается нормальное бурение, приведено в табл. 5,3.

Т а б л и ц а 5.3

192

быстрый спад интенсивности поглощения с последующим ее выравнива­ нием. Вскрытие новой зоны поглощения характеризуется увеличением ин­ тенсивности поглощения.

Вскрытие зоны катастрофического поглощения отмечается полной по­ терей циркуляции.

Если количество выходящей из скважины жидкости будет больше количества жидкости, подаваемой в нее, то это свидетельствует о на­ чале водо-, газоили нефтепроявления. Дополнительными признаками пе­ ретока флюида из пласта в скважину служат уменьшение объема рас­ твора, необходимого для долива скважины при подъеме инструмента, и увеличение объема раствора, вытесняемого из скважины при спуске ин­ струмента.

Интенсивность частичного поглощения в процессе бурения скважины

знать, что абсолютная величина разности между подачей бурового рас­ твора в скважину и выходом из нее превышает некоторую величину Дq, характеризующую естественные потери раствора в скважине вследствие

Значение Дq зависит от типа и параметров бурового раствора, пока­ зателя фильтрации, физико-механических свойств пород, механической скорости бурения, геометрических размеров скважин и др.

Подачу бурового поршневого насоса двойного действия находят по

Меньшее значение % соответствует большей высоте всасывания и боль­ шим значениям вязкости и динамического напряжения сдвига. Однако следует иметь в виду, что в связи с изменением в процессе бурения гид­ равлической характеристики насоса и параметров бурового раствора ко­ эффициент подачи может снижаться до 0,4. Поэтому величину коэффи­ циента т|о на буровой периодически необходимо уточнять с помощью мерных емкостей или другими способами.

Более точно замерить подачу бурового раствора в скважину можно с помощью расходомеров, устанавливаемых на нагнетательном трубо­ проводе.

Количество бурового раствора, выходящего из скважины, можно оп­ ределить по изменению уровня жидкости в приемных емкостях буровых

194

[17]. Методика основана на способности проникновения частиц выбурен пой породы в каналы поглощения. Известно, что размер раскрытия ка­ налов ухода раствора в пласт в 2—3 раза больше диаметра частиц шлама, проникающих в них.

Пробы шлама отбирают в желобах непосредственно у устья сква­ жины с помощью сетчатых пробоотборников перед вскрытием зоны по­ глощения, в процессе бурения в поглощающих горизонтах и после про­ ведения изоляционных работ. Отобранный шлам промывают водой и вы­ сушивают. Из каждой отобранной пробы шлама берут две навески для исследования непосредственно на буровой и в лаборатории. Массу одной пробы выбирают в зависимости от размера наибольших частиц шлама,

фракций и их содержанию, выраженному в процентах. Затем по данным таблицы строят гистограмму (рис. 5.5) и суммарную (кумулятивную) кривую (рис. 5.6).

По характеру кривых, построенных по данным анализа проб шлама до и после поглощений, определяют величину раскрытия каналов ухода бурового раствора в пласт.

Например, в пробах, отобранных при бурении скважины (см. рис. 5.5), видны следующие изменения: содержание фракции размером 7—10 мм уменьшилось от 6 до 2%, а фракций 2—3 мм — от 39,6 до 10%. Изменение содержания частиц в пробах размером 7—10 мм незна­ чительно, тогда как содержание частиц размером 2—3 мм снизилось на 30%. Следовательно, можно принять, что максимальное раскрытие тре­ щин составляет 6—7 мм.

196

В случае бурения скважины с полным поглощением и отсутствия шламовой пробки на забое размеры каналов поглощения пласта оцени­ вают по пробам, отобранным в желобах до вскрытия интервала поглоще­ ния или с помощью специальных шламоулавливатслей, устанавливаемых выше и ниже интервала поглощения. При этом характерным размером шлама следует считать размер отверстия сита, через которое проходит 90 % всей пробы. Его определяют по кривой суммарного содержания фракций шлама.

По изменению положения суммарной кривой на графике судят о том,

пользовать средний диаметр частиц в пробе.

Раскрытие каналов можно определять также путем намыва в пласт наполнителя. Для этого в порцию бурового раствора известного объема последовательно вводят наполнитель определенного размера. При выходе этой порции бурового раствора из скважины в желобах отбирают пробы шлама. В каждой пробе определяют содержание введенного наполнителя и по полученным данным строят аналогичные графики. В качестве крите­ рия определения величины раскрытия поглощающего канала принимают размер частиц наполнителя в наиболее крупной фракции, унесенной

впласт.

5.3.4.Исследование стенок скважин фотографированием,

спомощью телевидения и печатей

Сведения о форме, простирании и размерах раскрытия каналов ухода раствора в пласт можно получить с помощью фотографирования стенок скважины фотоаппаратом скважинным типа ФАС, исследования сква­

и кожуха. В кожухе смонтировано смотровое окно диаметром 60 мм. Оптическая система обеспечивает получение качественного изображения

ров на заданной глубине при движении прибора. Фотопленка стандарт­ ная шириной 35 мм.

Перед спуском фотоаппарата скважину промывают чистой водой. Максимальное давление на кожух прибора 15,0 МПа, максимальная до­ пустимая температура окружающей среды 80 °С.

С помощью CAT, разработанного во Вниинефтепромгеофизики, полу­ чают фотографии развертки стенки скважины методом ультразвуковой эхолокации.

CAT состоит из скважинного прибора и наземной панели с фотореги­ стратором. В скважинном приборе, снабженном центраторами, расположен

197

пьезоэлектрический преобразователь, вращающийся с постоянной скоростью вокруг оси прибора. Ток возбуждения передается па преобразователь от генератора, входящего в блок электроники скважинного прибора. Ультра­ звуковые импульсы от преобразователя проходят во внешнюю среду через акустически прозрачную перегородку в кожухе маслонаполненного акусти­ ческого отсека. Отраженные от стенки скважины сигналы принимаются тем же преобразователем, усиливаются, детектируются и передаются по кабелю на поверхность. В наземной панели эти сигналы используются для модуляции яркости луча кинескопа, срочная развертка которого синхронна с вращением преобразователя в скважинном приборе. Изображение строки на экране кинескопа, соответствующее одному обороту преобразователя, регистрируется на фотопленку. Фотография развертки стенки скважины состоит из строк, расположенных одна над другой. Выбор соответствую­ щих частот вращения преобразователя и подъема скважинного прибора, а также частоты посылок ультразвуковых импульсов позволяет выделить трещины размером 3—4 мм.

В Волгограднипинефти разработана специальная печать, состоящая из корпуса (перфорированной трубы), на котором размещена индикаторная оболочка (проницаемая ткань, например, льняное полотно) [46].

Печать опускают в скважину на бурильных трубах и устанавливают напротив поглощающих горизонтов. Затем в бурильные трубы закачивают индикаторную жидкость, например краситель. Жидкость, вытесняемая из трубы в скважину через отверстия в корпусе индикаторной печати, сна­ чала раздувает индикаторную оболочку до полного прилегания ее к стен­ кам скважины, а затем фильтрируется в пласт, где и перекрывает погло­ щающие каналы. В местах фильтрации жидкости в пласт на индикаторной оболочке остаются отпечатки поглощающих каналов.

Опыт показывает, что с помощью этого метода можно установить мощность поглощающего пласта, форму каналов ухода раствора, площадь, размер и величину раскрытия трещин, эффективную пористость поглощаю­ щего пласта.

5.3.5. Геофизические методы исследования скважин

К а в е р н о м е р . По кавернограмме можно определить степень разрушения прискважинной части поглощающего пласта. Однако поглощения не всегда приурочены к расширенным участкам ствола скважины. Если полное по­ глощение бурового раствора сопровождается провалом инструмента, то по кавернограмме можно оценить сложность проведения изоляционных работ.

Т е р м о к а р о т а ж 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 выравнива­ ния температуры бурового раствора и окружающих пород производят кон­ трольный 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 ин­

198

тервале над поглощающим пластом. Температура раствора ниже погло­ щающей зоны не изменится. На термограммах напротив поглощающего горизонта выделится зона пониженных температур. Для этой цели исполь­ зуется записывающийся термометр.

Резистивиметр 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 сопцотивления находящегося в скважине рас­ твора.

Микрокаротаж называют каротажем пористости. Вследствие малой глубины исследования микрокаротажем можно определить сопротивление промытой зоны породы вблизи ствола скважины. С помощью микрокаро­ тажа можно также уточнить границы поглощающих горизонтов, выделить участки с различной пористостью внутри поглощающего горизонта и оце­ нить 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 последователь­ ности залегания пород.

Напротив глин и глинистых пород на диаграмме отмечается повы­ шение значения ПС, а напротив плотных и водонасыщенных пород — понижение. Такие показания отмечаются в том случае, когда минерали­ зация пластовых вод выше минерализации бурового раствора в скважине. При обратномсоотношении минерализации кривая ПС получается обрат­ ной. Если минерализация пластовой воды и бурового раствора одинакова, то кривая ПС получается недифференцированной. Тогда производят два замера: один — при установившемся статическом уровне, другой — в про­ цессе долива в скважину жидкости. Напротив поглощающих пластов по­ казания ПС должны быть различны.

Радиоактивный каротаж. Стандартные методы радиоактивного каро­ тажа регистрируют естественную гамма-активность горных пород (гаммакаротаж ГК) и гамма-активность, возбужденную действием нейтронного потока (нейтронный гамма-каротаж НГК). Гамма-активность глин и гли­ нистых пород обычно больше, чем у известняков и песчаников. Поэтому по­ глощающие горизонты, как правило, характеризуются низкой естественной гамма-активностью.

Кривая НГК позволяет уточнить положение поглощающего гори­ зонта 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 минерализованным раствором или раствором на нефтяной основе.

Акустический каротаж. С помощью акустического каротажа замеряют скорость распространения и затухания упругих волн в породе. Тре­ щиноватые, закарстованные породы очень сильно рассеивают акустические полны.

199