И работы в скважинах

и работы в скважинах.

Транскрипт.

2 ОАО «Башнефтегеофизика» Геофизические исследования и работы в скважинах в семь томах Том семь Геолого-технологические исследования в скважинах УФА 2010.

3 УДК ББК Г 30 5 Рекомендовано научно-техническим советом ОЛО «Башнефтегеофизика» и НПФ «ГеоТЭК» Редакционная коллегия: Главный редактор - Я.Р. Лдиев, генеральный директор ОЛО «Башнефтегеофизика», канд. техн. наук; заместитель головного редактора - ГЗ. Валеев, зам. генерального директора ОЛО «Башнефтегеофизика», главный геолог; члены редакционной коллегии: Р.Л. Валиуллин, д-р техн. наук, доктор; Р.Б. Булгаков, канд. техн. наук; В.М. Коровин, д-р техн. наук; Ш.Г Шаисламов, канд. техн. наук; с.н. Шматченко; ГГ Шаисламова (отв. секретарь). Геофизические исследования и работы в скважинах: в семь т. Т. 7. Геологотехнологические исследования в скважинах / СОСТ.: с.н. Шматченко. - Уфа: Информ реклама, с., ил. ISBN (т. 7) ISBN (общий) ОЛО «Башнефтегеофизикю), составление, двести один О нуль «ИнформреклаМа», оформление, 2010.

4 Ува:нсаемые коллеги, друзья! Русская геофизика пришла в ХХ' век, пройдя большой и тернистый пугь. Условия вскрытия скважинной зоны с аномальными давлениями liliiii песчаник Etgg: песчаник. на сыщенный :'=;: > - вероятное изменение параметра. Выделение переходной зоны начинается с выделения барьера давления над ней. Первым признаком приближения к барьеру давления является уменьшение градиента температуры промывочной воды, выходящей из скважины, начинающееся приблизительно за м до него. Ушли в дальную историю аналоговые каротажные стан ции, на замену «ручной» интерпретации пришла компьютерная обработка и интерпретация скважинных материалов, с возникновением всеохватывающих цифровых устройств поменялись технологии проведения каротажа. В целях сокращения времени на принятие решений по скважине были удачно внедрены в ежедневную практику современные системы связи, в том числе и спутниковые технол огии. Повысился общий уровень достоверности и представительности выдаваемых геофизических заключенкй, В то же время конкретные реалии современной геофизики таковы, что идет неизменный процесс расширения круга решаемых задач. В этих критериях задачка подготовки и переподготовки кадров выходит на 1-ый план. При всем этом мы столкнулись С отсутствием современной учебно-методической и специаль ной литературы в области геофизики, что и послужило поводом к подготовке данного издания. Пособия составлены ведущими спецами ОАО «Башнефтегеофизикз» и сотрудниками из Башкирского муниципального института, НПФ «Геофизика», ВНИИГИС, которые выложили материал в свете собственного научно-производственного опыта и пони мания заморочек геофизики. Главной целью реального издания было, не претендуя на роль первооткрывателей, приготовить и издать учебно-методические пособия, которые окутали бы все сферы нефтегазовой геофизики и показали бы новейшиедостиже ния в отрасли. Учебные пособия пред назначены для подготовки (адаптации, переподготовки) профессионалов, получивших образование в Университетах и ССУЗах геофизического либо близкого профиля. Возлагаем надежды, что изложенная информация будет полезной широкому кругу профессионалов, также студентам, магистрантам и аспирантам соответственных специальностей. Издания не планируется использовать для коммерческого распространения. Главный редактор. генеральный директор ОАО «Башнефт егеофизика». канд идат технических наук Я.Р. Адuев.

5 ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И РАБОТЫ В СКВАЖИНАХ в семь томах Сводное оглавление издания ТОМ 1.88 9. Формирование планшета геолого-геохимических исследовательских работ 3) наблюдается поступление в промывочную жидкость нефти и газа из ранее пробуренных пластов. 9. Формирование планшета геолого-геохимических исследовательских работ Результаты всех перечисленных выше способов исследовательских работ оператор вносит в особый планшет геолого-геохимических исследовательских работ. Планшет - это графическое изображение характеристик, нанесенных в масштабе глубины по мере углубления забоя. Определение насыщенности пластов %СН4 С2Н6 С3Н восемь C4HIO CSИ I два C6HI4 Ри с. 4.4 б. Н ефтеносflы е пласты '!Io БО С2Н6 С3Н8 C4HIO С5 Н1 два С6Н I4 Рис. 4.4 в. Газоносные пласты 105.

Семь Глава 1. Цели и задачки ГТИ. Восемь Глава 2. Аппаратные средства ГТИ О девять 1. Методы получения инфы ГТИ. Один О 2. При боры и аппаратура, применяемые при геолого-геохимических исследовательских работах Приборы и аппаратура, применяемые при газовом каротаже Датчики для автоматического измерения технологических характеристик бурения Устройство сбора и передачи инфы Станция ГТИ Программное обеспечение геолого-технологических исследовательских работ Глава 3. Геолого-геохимические исследования Решения геологических задач Отбор и подготовка к исследованиям шлама и керна Привязка шлама к настоящей глубине Фракционный анализ шлама Определение карбонатности пород Люминесцентно-битуминологический анализ Определение плотности горных пород Дополнительные исследования с внедрением технологических характеристик бурения Формирование планшета геолого-геохимических исследовательских работ Глава 4. Газовый каротаж Газовый каротаж в процессе бурения Дегазация Методика регистрации Выделение пластов с аномальным газосодержанием Определение насыщенности пластов. Один О 1.

7 6. Способ флюидных коэффициентов Способ газового треугольника О Глава 5. Технологические исследования Контроль характеристик Оптимизация процесса бурения Контроль давлений в скважине Вскрытие зон АВПД и оценка пластовых/поровых давлений по характеристикам бурения Отягощения в процессе бурения скважин Глава 6. Разработка производства работ Организация работ Установка оборудования на скважине Порядок работы Обеспечение свойства Правила безопасности при проведении ГТИ Глава 7. Метрологическое обеспечение ГТИ Главные определения и понятия из области измерений Общий принцип (порядок) проведения калибровки Пример проведения калибровки Особенности калибровки технологических датчиков Калибровка хроматографа «Рубию> Перечень принятых сокращений Перечень условных обозначений Перечень применяемой литературы Предметный указатель.

8 ВВЕДЕНИЕ Геолого-технологические исследования (ГТИ) являются составной частью геофизических исследовательских работ бурящихся скважин и предназначенbi для воплощения контроля процессов, происходящих в скважине на всех шагах ее строительства. ГТИ проводятся конкретно в процессе бурения скважинbi, без простоя в работе буровой бригадbi и бурового оборудования по характеристикам, измеряемbiм на поверхности. Неустойчивость ствола скважины Неустойчивостью ствола скважины именуется нарущение целостности стен скважины, осложняющее ее дальнейщую проводку. Неустойчивость ствола может выражаться последующими отягощениями: осыпями и обвалами стен скважины; желобообразованием на стенах скважины; кавернообразованием; образованием уступов и козырьков на стенах скважины; образованием сужений в стволе; образованием сальников на бурильном инструменте; образованием пробок в стволе. Неустойчивость ствола может привести к значительному защламлению забоя, заваливанию инструмента породой, к образованию сальников и в конечном итоге - к прихвату инструмента и потере циркуляции. Лугуманову и ПЛ. Муравьеву за помощь, оказанную при составлении данного учебного пособия. 7.

9 ГЛАВА 1. ЦЕЛИ И Задачки ГТИ Цель геолого-технологических исследовательских работ бурящихся скважин - исследование геологического разреза, вскрываемого скважиной, и достижение больших технико-экономических характеристик бурения. Задачки ГТИ разделяются на: - геологические: а) оперативное литолого-стратиграфическое расчленение разреза; б) оперативное выделение пластов-коллекторов; в) определение нрава насыщения пластов-коллекторов и оценка их емкостно-фильтрационных параметров; г) выявление реперных горизонтов; д) корректировка интервалов отбора керна, исследовательских работ гирс; - технологические: а) оптимизация процесса углубления скважины; б) преждевременное обнаружение признаков осложнений и аварий при бурении и спускоподъемных операциях; в) управление доливом/вытеснением бурового раствора при СПО; г) контроль гидродинамических давлений в скважине; д) контроль пластовых и поровых давлений, прогнозирование зон АВПД; - информационные: а) сбор, обработка и скопление геолого-технологической инфы; 8.

10 Глава 1. Цели и задачки ГТИ б) определение техника-экономических характеристик бурения; в) определение и определение длительности технологических операций; г) определение баланса времени работы буровой бригады (буровой установки), составление графика строительства скважины; д) подготовка и передача форм оперативной отчетности заказчикам в любом подходящем им виде. 9.

11 ГЛАВА 2. АППАРАТНЫЕ СРЕДСТВА ГТИ 1. Методы получения инфы ГТИ Есть четыре главных метода получения геолого-технологической инфы: 1. Характеристики регистрируются автоматом при помощи датчиков, монтируемых конкретно на местности буровой. В главном это технологические характеристики бурения. Измеренные значения передаются по кабелю или конкретно в станцию ГТИ на компьютер, или через особое устройство - точку сбора. Дискретность регистрации задается программно. 2. Характеристики регистрируются автоматом при помощи аппаратуры, находящейся в станции ГТИ; это характеристики газового каротажа. 3. Характеристики измеряются вручную при помощи особых устройств, находящихся в станции ГТИ. Измеренные значения заносятся вручную либо автоматом (для компьютеризированных устройств ) в программки для их обработки и визуализации. Это геологические характеристики. 4. Характеристики рассчитываются при помощи аппаратно-программного комплекса ГТИ, размещенного в станции (вагоне-доме). Вычисляемые характеристики могут быть технологическими, геологическими и параметрами газового каротажа. 10.

12 2. Приf'iоры и аппаратура, применяемые при геолого-геохимических исследовательских работах 2. Приборы и аппаратура, применяемые при геологогеохимических исследовательских работах Для решения геолого-геохимических задач в станции ГТИ употребляются последующие приборы и устройства: - устройство для определения карбонатности горных пород по шламу и керну (карбонатомер); - устройство для экспресс-определения плотности горных пород по шламу и керну (плотномер); - устройство (анализатор) для экспресс-определения нефтебитумосодержания шлама и керна; - устройство ( анализатор) для экспресс-определения пористости горных пород по шламу и керну; микроскоп; люминесцентная установка (люминоскоп); осушитель шлама термический; устройство для определения остаточной нефтеводонасыщенности керна и шлама; весы; сита фракционные. Карбонатомер Устройство употребляется для определения минерального состава горных пород. Карбонатомер позволяет количественно измерить содержание кальцита, доломита и нерастворимого остатка в буровом шламе либо керне. Механизм работы карбонатомера основан на измерении давления углекислого газа, выделяющегося при содействии размельченного эталона горной породы (керн, буровой шлам) с разбавленной до 14% соляной кислотой. 11.

13 Глава 2. Аппаратные средства ГТИ При содействии кальцита (СаСО) с разбавленной соляной кислотой (HCI) при температуре 20 ос реакция протекает в течение шестьдесят с по схеме: СаСО] + 2НСl ----> CaC1 два + СО два t + Нр. (2.1 ) При содействии доломита CaMg(CO)2 реакция протекает при температуре 20 ос в течение минут по схеме: CaMg(CO)2 + 4НСl ----> CaC1 два + MgCI два + 2СО два t + 2Нр. (2.2) Величина лишнего давления углекислого газа (СО два ), выделяющегося при реакции с карбонатными минералами, будет прямо пропорциональна их количеству в исследуемом образчике керна либо шлама. Измерение карбонатности пород проводится для каждой пробы породы, отобранной в процессе бурения. Карбонатомер состоит из 2-ух блоков: аналитического и измерительного. Аналитический блок включает обскурантистскую камеру, в которую высыпается размельченная навеска горной породы и впрыскивается доза четырнадцать %-ной соляной кислоты вручную либо автоматом, зависимо от типа устройства. После соединения породы и кислоты начинается реакция с выделением углекислого газа (СО). Углекислый газ по трубке поступает под давлением в масляный разделитель, во избежание попадания паров соляной кислоты в преобразователь давления. Электронный сигнал, величина которого пропорциональна давлению в обскурантистской камере, по кабелю поступает в измерительный блок. В измерительном блоке размещены блок питания и плата контроллера. Плата контроллера создана для приема и усиления аналогового сигнала с датчика давления и преобразования его в цифровой через данные промежутки времени (60 с, два минутки, три минутки и т. д. через минутку до 30 минут). Итог измерения может выводиться на цифровой индикатор устройства либо конкретно на компьютер для следующей обработки и визуализации. 12.

14 2. Приборы И аппаратура, применяемые при геолого-геохимических исследованинх Плотномеры Для определения плотности горных пород по шламу либо керну употребляется два метода: пикнометрический и ареометрический. Пикнометрический метод основан на сопоставлении массы определенного объема исследуемого эталона с массой того же объема воды при схожей температуре. Для определения плотности пикнометрическим методом под микроскопом отбирается от один О до 20 мокроватых частиц шлама основной породы с неразрушенной текстурой. После снятия излишка воды фильтровальной бумагой исследуемый шлам помещается в сухой пикнометр и взвешивается на лабораторных весах с точностью 0,01 г. Пикнометр со шламом заливается дистиллированной водой и также взвешивается на лабораторных весах. За ранее определенные константы пикнометра: масса сухого пикнометра и масса пикнометра с водой - позволяют произвести определение плотности шлама 2-мя взвешиваниями. Значение плотности шлама рассчитывается по формуле: р -р р = ш, ш р. + (Рш, - р) - Ршчв (2.3 ) где: р - плотность шлама, г/см три ; lu Р III7 - масса пикнометра со шламом, г; Р - масса сухого пикнометра, г; Р - масса пикнометра с водой, г; в Р ии " - масса пикнометра со шламом и водой, г. Для получения достоверных результатов температура заливаемой в пикнометр дистиллированной воды должна быть схожей (20 ОС) при определении плотности шлама по всему исследуемому интервалу. Ареометрический метод основан на известном законе Архи- 13.

15 Глава 2. Аппаратные средстеа ГТИ меда, согласно которому на тело, погруженное в жидкость, действует сила, равная весу вытесненной воды. Для определения плотности горных пород по шламу и керну на скважине применяется ареометрический плотномер шлама (к примеру, ПШ -1), представляющий из себя ареометр, применяемый в качестве чувствительных весов для взвешивания эталона шлама в воздухе и воде. Время измерения не должно быть более 5 минут. Для определения плотности отбираются 3-5 мокроватых частиц шлама основной породы. За ранее шлам должен быть отмыт от промывочной воды. Излишек воды с образцов снимается фильтровальной бумагой. Размер каждого куска должен быть d = (3-7)мм. Желательно отбирать куски породы кубической формы. Делается два взвешивания: в воздухе и воде - и определяется плотность породы по формуле: Рш = z z 'У ж ' один 2 (2.4) где: р - плотность шлама, г/см три ; UI одиннадцать - отсчет по шкале (в делениях шкалы) при взвешивании эталона в воздухе на чашечке плотномера; двенадцать - отсчет по шкале при взвешивании эталона в воде на плунжере плотномера; Уж- плотность воды, г/см три Плотность дистиллированной воды равна 1, и потому УЖ = 1. Измерение плотности горных пород с помощью весов Определение плотности горных пород может быть и с помощью весов. Оно основано на измерении массы пробы в воздухе и в воде. Отсчеты показаний в этом случае снимаются с электрического табло весов. Плотность горной породы рассчитывается по формуле: 14.

16 2. Приборы и аппаратура, применяемые при геолого-геохимических исследовательских работах (2.5) где: р - плотность шлама, г/см3; '" m\ - масса шлама в воздухе, г; m z - масса шлама в воде, г; УЖ - плотность дистиллированной воды, г/см три Этот метод дает ряд преимуществ при измерении плотности горных пород по сопоставлению с плотномером, описанным выше: - существенно уменьшаются погрешности измерения за счет снятия показаний измерений с электрического табло весов (устраняется зрительная ошибка, которая находится при снятии отсчета с мерной линейки). Сокращается время измерения для одной пробы; миниатюризируется расход дистиллированной воды; нет стеклянных, бьющихся емкостей, что дает достоинства при транспортировке и работе (в качестве емкости для дистиллированной воды можно использовать всякую подходящую посуду). Анализатор нефтебитумосодержания образцов керна и шлама При бор предназначен для измерения концентрации нефти и битумов в образчиках горных пород. Работа устройства базирована на принципе концентратомера. Навеска анализируемой породы, массой приблизительно 0,5 г, обрабатывается растворителем нефтепродуктов, к примеру четыреххлористым углеродом. Раствор выходит разной степени окрашенности, пропорционально наличию нефти либо битумоидов в породе. Этот раствор помещается в специальную кювету, а кювета помещается в концентратомер. Делается застыл, результаты которого высвечиваются на табло устройства. Вероятен вариант устройств с обработкой и выводом результатов при помощи компьютера. В состав анализатора входят ИК-концентратомер и устройство экстракции. 15.

17 lлава 2. Аппаратные средства ГТИ Работа концентратомера базирована на явлении поглощения электрического излучения определенной длины волны (А = 3,42 мкм) углеводородами, приобретенными в итоге экстракции размельченной горной породы четыреххлористым углеродом, при этом интенсивность поглощения находится в зависимости от количественного содержания углеводородов в образчике горной породы. В концентратомере употребляется традиционный 2-ух ВОЛ новый способ. В качестве измерительной длины волны употребляется излучение А = 3,42 мкм, в качестве опорной длины волны А = 3,00 мкм. И1М опор Отношение интенсивности световых потоков с измерительной и опорной длинами волн, прошедших через кювету с экстрактом, дает величину, пропорциональную концентрации нефтепродуктов в исследуемом образчике. Вывод о концентрации нефтепродуктов в четыреххлористом углероде делается на основании вычисления дела интенсивности световых потоков с измерительной и опорной длинами волн, прошедших через исследуемую пробу. Значение концентрации нефтепродуктов рассчитывается при помощи микроконтроллера. Окончательный итог: содержание нефти в экстракте, мг/см три ; содержание нефти в экстракте, мг; концентрация нефти в один г породы, мг/г; концентрация нефти в один ДМ три породы, г/ дм три ; объем нефти в один ДМ три породы, см три ; коэффициент нефтенасыщенности, %. На станциях ГТИ используются приборы типа ИКН-025 производства НПФ «Геофизика», ЛН-l производства ОЛО «НПП «ГЕре». Анализатор плотности и пористости горных пород по шламу и керну Плотность и пористость горных пород являются одними из наибо- 16.

18 2. Приfiоры и аппаратура, применяемые при геолого-геохимических исследов8ниiix лее принципиальных черт геологического разреза. И если плотность горных пород по шламу можно найти различными методами, то получить измеренную, а не расчетную пористость при помощи экспрессанализа конкретно на скважине в процесс е бурения еще труднее. Описываемое устройство и позволяет это сделать. Анализатор является автономным устройством и предназначен для измерения открытой пористости, большой и минералогической плотности горных пород по шламу и керну. В состав анализатора входят: анализатор влажности (влагомер); устройство для гидростатического взвешивания; устройство насыщения. Работа влагомера базирована на сушке мокроватого эталона горной породы (керн, шлам) до неизменной массы при данной температуре нагрева с измерением массы и объема мокроватого и сухого образцов. Анализатор влажности представляет собой термогравиметрическое устройство, созданное для одновременной сушки и взвешивания образцов горной породы. Устройство может работать как в режиме сушки плюс взвешивание, так и в режиме только взвешивания. Вес эталона выводится на цифровой индикатор в граммах. Высушивание пробы делается при данной температуре и в течение данного интервала времени. Нужные температура и длительность сушки регулируются программно. Режимы сушки задаются оператором при помощи панели управления. В первом случае пластовое давление в зоне поглощения ниже обычного. Это может происходить за счет: - наличия в разрезе проницаемого коллектора; - недостаточной изученности разреза (наличия в разрезе пластов с аномально низким пластовым давлением). Во 2-м случае давление в скважине по ряду обстоятельств превыщает пластовое. Предпосылкой может быть рост гидростатического либо гидродинамических давлений.

Насышение образцов делается в этом случае, если после отбора проб прошло существенное время и они утратили часть воды и стали сухими. Если исследования выполняются сразу после отбора шлама либо подъема керна, то насыщение водой не делается. Для определения плотности и пористости горных пород отбираются насыщенные водой эталоны керна либо бурового шлама массой до 30 г (лучшая масса 10 г). Высота эталона не должна превосходить 20 5 мм, во избежание повреждения нагревательного элемента и датчика температуры. Перед проведением измерений керн и буровой шлам промываются водой, избытки воды удаляются фильтровальной бумагой. Если эталоны керна и шлама сухие, делается их насыщение. Потом: 1) мокроватый эталон помещается в контейнер; 2) на электрических весах взвешивается контейнер с прототипом шлама так, чтоб контейнер с прототипом и дужка контейнера были в воде; определяется масса контейнера с насыщенным прототипом в воде; 3) эталон (шлам, керн) извлекается из емкости с водой, высыпается либо переносится на фильтровальную бумагу для удаления поверхностной воды с эталона и контейнера; 4) контейнер с насыщенным прототипом помещается на чашечку весов, измеряется масса контейнера с насыщенным прототипом в воздухе; 5) эталоны высушиваются и определяются показания величины массы сухого эталона с контейнером в воздухе. Неважно какая аномалия регистрируемы.характеристик (технологическая и страшная) должна быть отмечена и объяснена в виде, обеспечивающем следующую интерпретацию записи. После оценки ситуации должна быть отметка о выданной советы.

При60РЫ и аппаратура, применяемые при геолого-геохимических исследованинх (2.6) где: т" - масса насыщенного эталона, г; те - масса сухого эталона, г; У8 - большая плотность воды, г/см три ; V - объем мокроватого эталона, см три Масса насыщенного эталона будет равна: т н =т] -то, (2.7) где: m - масса контейнера с насыщенным прототипом в воздухе, г; один то - масса контейнера в воздухе, г. Масса сухого эталона будет равна: те = т два - то, (2.8) где т - два масса контейнера с сухим прототипом в воздухе, г. Объем мокроватого эталона рассчитывается по формуле: V = т н - (тз - т четыре ), (2.9) У. где: тз - масса контейнера с насыщенным прототипом в воде, г; т четыре - масса контейнера в воде, г; (У8 = один г/см три при t O воды 20 ОС). Значения массы контейнера в воздухе (то) и в воде (т четыре ) постоянны для при меняемого контейнера и измеряются один раз сначала работы. Объемную плотность эталона рассчитывают по формуле: (2.1 О) где У8 - плотность насыщающей эталон воды. Минералогическую плотность эталона рассчитывают по формуле: тсув РШ=Т' с (2.11 ) где V c - объем сухого эталона, равный: 19.

21 Глава 2. Аппаратные средства ГТИ (2.12) На станциях ГТИ используются приборы ПЭ-2 разработки НПФ «Геофизика» и АП-1 производства ОАО «НПП «ГЕРС». Микроскоп Микроскоп употребляется в станции ГТИ для зрительного исследования шлама и образцов керна. С его помощью делается детализированное описание пород, из которых состоит эталон, определяется его структура, текстура, цвет и т. Д. Делается предварительное заключение по составу пород, которое в предстоящем уточняется при помощи других устройств. В текущее время в ГТИ используются современные стереоскопические микроскопы со специальной радиальный подсветкой. Для документирования изображений шлама и образцов керна применяется особая микрофотоустановка, обеспечивающая высококачественное цифровое изображение пород разреза. Цифровое фотографирование шлама и керна дает возможность составить библиотеку изображений пород для скважины, площади, месторождения и т. Расчет рейсовой скорости и цены метра проходки, поиск экстремумов. После заслуги экстремумов - рекомендация на подъем. Оценка износа поднятого долота. в процессе спускоподъемных операций 8. Нарушение балансов объе Наблюдается перема поднятых либо спущенных труб и долитой в скважину при подъеме и вытесненной из скважины при спуске промывочной воды. Для получения броского бестеневого и равномерного освещения исследуемого объекта применяется кольцевой волоконный осветитель. Микрофотоустройство устанавливается меж корпусом с барабаном и бинокулярной насадкой микроскопа. На втулку устройства устанавливается окуляр восемь Х, а на окуляр - цилиндрическая насадка с гнездом для объектива фотоаппарата. 20.

22 2. При60РЫ и аппаратура, применяемые при геолого-геохимических исследовательских работах При мер фото пробы шлама для документирования разреза приведен на рис Рис Фото пробы шлама через микрофотоустройство Люминоскоп Люминесцентно-битуминологический анализ основан на использовании параметров нефтяных битумоидов люминесцировать (сиять) под действием ультрафиолетовых лучей. Цвета свечения могут быть разными зависимо от высококачественного и количественного состава нефтей и битумоидов, находящихся в пробе породы. В качестве источника ультрафиолетовых лучей употребляется кварцево-ртутная лампа, снабженная светофильтром, отфильтровывающим все видимые лучи и пропускающим только ультрафиолетовые. В станциях ГТИ используются люминоскопы типа «Филин», «Луч» и др., механизм работы которых схож. Приготовленные листы фильтровальной бумаги с пятнами от растворенных хлороформом битумоидов помещаются в камеру установки. Интенсивность свечения оценивается зрительно через окуляр. Фильтровальная бумага с указа- 21.

23 ПIава 2. Аппаратные cpeдl:тlla гги нием номера скважины, даты и глубины, с которой был отобран шлам, сохраняется до конца бурения скважины. Для увеличения объективности оценки результатов битуминологического анализа и их документирования может быть фотографирование свечения образцов с сохранением базы снимков в цифровом виде. Для микрофотодокументирования при изменяется особая приставка, которая устанавливается на окуляр. Пример фото капиллярных вытяжек приведен на рис а б в г Рис Фото капиллярных вытяжек а - низкое содержание битумоида (2 балла); б - среднее содержание битумоида (3 балла); в, г - высочайшее содержание битумоида (4 балла) 22.

24 2. При60РЫ и аппаратура, применяемые при геолого-геохимических исследованиrx Осушитель шлама термический Осушитель шлама термический предназначен для критической осушки проб бурового шлама в полевых и стационарных лабораториях. Принцип деяния при бора - осушка бурового шлама потоком нагретого воздуха. Осушитель состоит из железного корпуса, в каком установлены камера осушки, нагревательный элемент, сита для шлама с поперечником отверстий один мм. Устройство для определения остаточной нефтеводонасыщенности керна и шлама Устройство предназначен для извлечения подвижных флюидов из образцов горных пород при их термостатическом нагреве с целью оценки остаточной нефтеводонасыщенности керна и шлама. Принцип деяния устройства основан на вытеснении воды из пор эталона горной породы за счет лишнего давления, возникающего при термостатическом нагреве, конденсации паров в трубке при охлаждении, сепарации конденсата по плотности в пробоотборнике и измерении объемов образовавшихся фракций (вода, нефть). На станциях ГТИ используются приборы типа АДЖ-l, УДЖ-7. Сита фракционные Сита фракционные созданы для разделения шлама по фракциям и просеивания порошков породы. Поперечник отверстий: от 0,25 до 10,0 мм. Весы Весы торсионные и технические созданы для взвешивания навесок шлама. Спектр измерения: от О до 500 мг И от О до одна тыща г соответственно. 23.

25 Глава 2. Аппаратные средства ГТИ 3. Приборы и аппаратура, применяемые при газовом каротаже к аппаратуре, обеспечивающей проведение газового каротажа, относятся: хроматограф высокочувствительный автоматический; дегазатор; генератор водорода; компрессор; вакуумный насос; блок осушки газа (БОГ); газовоздушная линия (ГВЛ). Хроматографы Хроматографы в станции ГТИ созданы для экспрессного анализа газовых консистенций на содержание предельных углеводородов от метана (С]) до гексана (С б ). Способ газовой хроматографии основан на различной скорости прохождения каждой из компонент газо-воздушной консистенции (ГВС) через слой сорбирующего вещества. Прохождение углеводородной консистенции обеспечивается при помощи газа-носителя, инертного к сенсору. Вследствие различия в скоростях углеводородные составляющие поочередно попадают на сенсор, определяющий их абсолютную концентрацию в потоке газа-носителя. В газокаротажных станциях хроматографическая аппаратура появилась сначала 60-х годов. Это были хроматермографы типа ХТ-2М, в качестве газа-носителя употреблялся воздух, сенсор - термохимический с платиновыми нитями, разделительная колонка представляла собой трубку, заполненную окисью алюминия в качестве адсорбента. 24.

Верхнюю границу переходной зоны составляют переуплотненные породы, которые представляют собой барьер давления. Зона аномально больших пластовых давлений может и не иметь переходной зоны, тогда под барьером давления сходу размещается зона АВПД. Главными факторами зон АВПД и АВПоД, по которым вероятен их прогноз, являются: - наличие покрывающих плотных, малопроницаемых пород (глин, солей) - барьера давления; - наличие переходной зоны, представленной недоуплотненными, высокопористыми, неуравновешенными, флюидонасыщенными породами под АВПоД; наличие высокопроницаемого пласта-коллектора под АВПД. 148.150 4. Принципная схема работы хроматермографа представлена рис на Водород Воздух Блок высочайшего напряжеиия Разделительиая колонка Нагрев Кран-дозатор с управляющим устройством ГВС Газ-носитель Рис Принципная схема работы хроматермографа 25.

27 Глава 2. Аппаратные средства ГТИ в текущее время употребляются хроматографы с терм 0-каталитическим и пламенно-ионизационным типами сенсоров. Механизм работы термокаталитического сенсора заключается в измерении конфигурации температуры платиновой проволоки, нагретой электронным током при беспламенном каталитическом сжигании у ее поверхности УВ и других горючих газов. Примером современных хроматографов, работающих на термокаталитических сенсорах, могут являться хроматографы «Геопласт», «Хромопласт» и др. Пламенно-ионизационный сенсор (ПИД) является на истинное время самым чувствительным сенсором, используемым при газовом каротаже. Принцип его деяния основан на ионизации молекул углеводородных компонент при помощи водородного пламени и измерении ионизационного тока, пропорционального количеству образовавшихся ионов. Этот способ измерения имеет чувствительность %. Примером современного хроматографа, работающего на пламенно-ионизационном сенсоре, является хроматограф «Рубин», которым обустроены станции ГТИ «Геотест-5», производства ОАО НПФ «Геофизика». Основными узлами хроматографа «Рубин» являются: пламенноионизационный сенсор, дозатор, клапаны, хроматографическая колонка с узлами контролируемого нагрева и остывания, модуль микроэлектроники (АЦП). Разделительная колонка представляет собой заполненную сорбентом железную трубку, выполняющую роль электронагревательного элемента, обеспечивающего нагрев сорбента по данной программке. При исследовании газовой консистенции автоматом контролируются характеристики работы хроматографа и на основании приобретенных характеристик происходит корректировка тока и температуры нагрева колонки по определенному методу. Таким макаром, обеспечивается размеренная работа хроматографа при изменении температуры среды и значимых колебаниях электронной сети (что типично для работы в полевых критериях). Количество отбираемой для анализа дозы газовоздушной сме- 26.

28 З. При60РЫ и аппаратура, применяемые при газовом каротаже си может варьироваться или программно (конфигурацией времени продувки дозирующей трубки), или аппаратно (методом установки трубки отбора дозы нужного объема). Все современные хроматографы стопроцентно автоматизированы, работают под аппаратно-программным управлением, имеют небольщие размеры, комфортны в использовании. Требования, предъявляемые к полевым хроматографам, применяемым для рещения задач ГТИ: - анализируемые углеводородные составляющие: СН четыре ; С два Н б ; СЗН R ; С четыре Н\n; C j H\2; С Б Н\4 и поболее; чувствительность по метану: не ужаснее 10 5 %; верхний предел исследуемых концентраций: 100%; длительность цикла анализа от С\ до С б : менее 100 с; Хроматограф должен обеспечивать последующие режимы работы: ручной (разовые пробы); непрерывный; временной (пуск через определенный интервал времени); по метке глубины (пуск через определенный интервал глубины). Программное обеспечение должно делать: калибровку хроматографа; настройку режимов работы хроматографа; настройку характеристик цикла анализа; расчет концентраций углеводородных компонент и суммарной концентрации углеводородов в пробе; - регистрацию, визуализацию и вывод на печать данных хроматографического анализа газа. Дегазаторы Желобные дегазаторы непрерывного деяния Более всераспространенной моделью дегазатора непрерывного 27.

29 Глава 2. О.С Посадка на уступе (козырьке), воронке. О. Зафиксировать глубину и мощность прихватоопасного интервала. 130.132 1. Для увеличения газоотдачи промывочной воды вероятна установка особых штырей либо пластинок с прорезями, которые погружаются в жидкость и содействуют ее разбрызгиванию. Суммарная степень дегазации очень мала и не превосходит Сдсумм = 0,01-0,02%. Повысить суммарную степень дегазации можно при помощи дегазаторов с принудительным дроблением потока. В дегазаторах принудительного деяния в рабочей камере устанавливается вращаемый электродвигателем ротор с лопастями, лопасти разбрызгивают раствор, повышая таким макаром степень отдачи газа. Рабочая камера производится в виде цилиндра с отверстиями для входа и выхода промывочной воды. Конструкция дегазатора позволяет изменять угол наклона лопастей с целью конфигурации степени дробления потока зависимо от вязкости промывочной воды без конфигурации скорости вращения электродвигателя. Величина Сде\м" при всем этом добивается от два до 5%. Дегазаторы эпизодического деяния Дегазаторы эпизодического деяния используются при необходимости прирастить процент отдачи газа из промывочной воды. Сделать это можно несколькими методами: тепловым нагревом; под действием создаваемого в рабочей камере дегазатора вакуума; под комбинированным воздействием нагрева дегазируемой пробы 28.

30 3. Приборы и аппаратура, применяемые при газовом каротаже пж и извлечения из нее газовой консистенции под действием воздуха (термовакуумные дегазаторы (ТВД). ТВД предназначен для глубочайшей дегазации проб промывочной воды И шлама с целью определения газонасыщенности проб промывочной воды, бурового шлама и калибровки желобного дегазатора. Высочайшая степень дегазации ПЖ и шлама получается из-за сотворения разряжения 0,09 МПа в системе и нагрева пробы до температуры Ос. Время дегазации пробы не должно быть более пятнадцать минут. Температура нагрева пробы Ос. Дегазация промывочной воды, шлама и керна при помощи термовакуумного дегазатора сводится к последующему. Проба засыпается в пробоотборник, герметизируется пробкой и помещается в термостат (t::; девяносто 5 ОС) на минут. После удаления воздуха из соединительных шлангов и вакуумирования газоизмерительного цилиндра последний соединяется с пробоотборником, после этого измеряется объем выделившегося газа. Выделившийся газ отбирается шприцем и делается анализ при помощи хроматографа. После определения состава газа определяется газонасыщенность пробы (ПЖ, шлам, керн) и относительный состав увг. Газонасыщенность ПЖ (шлама) углеводородным газом рассчитывается по формуле: п-m v:. L:c n q = 102. ----"-"п-"-1 V ж (2.13 ) где: V r - объем выделившегося из пробы газа, см три ; 'fcn - n=! суммарное содержание УВГ в выделившейся из пробы газовоздушной консистенции; т - число анализируемых компонент; V - ж объем пробы ПЖ (шлама), газа, л. 29.

31 Глава 2. Аппаратные средства ГТИ Газовоздушная линия (ГВЛ) Газовоздушная линия создана для транспортировки газовоздушной консистенции, отбираемой дегазатором конкретно на выходе из скважины, в блок газоанализатора (хроматографа), находящегося в станции ГТИ. Главные требования к ГВЛ: 1. Материалы, из которых она делается, должны быть с низкой сорбирующей способностью к томным углеводородам. Рекомендуется использовать фторопласт, нержавеющую сталь, хлорвинил + силикон. Применение целофана воспрещается. 2. При температуре среды ниже плюс 5 ос рекомендуется применение обогреваемой ГВЛ, при всем этом ее температура не должна быть ниже температуры выходящей из скважины промывочной воды. Блок осушки газа (БОГ) Блок осушки газа предназначен для осушки водорода и воздуха, используемых для работы газоанализатора. Водород и воздух проходят через емкости, заполненные сорбентом (селикогелем), который поглощает избытки воды. В блоке имеется индикатор, который говорит своим цветом (от голубого до белоснежного) о необходимости сушки самих сорбентов. Компрессор Компрессор является электромеханическим изделием и предназначен для получения сжатого воздуха без примесей масла. Поиск оnтuмшlьного числа оборотов ротора При турбинном бурении, так как скорость вращения долота есть функция нагрузки, перечисленными методами определяется среднее сочетание характеристик «нагрузка--скорость вращения», и нет необходимости специального поиска рационального числа оборотов. При роторном бурении можно скооперировать поиск хорошей нагрузки с поиском хороших оборотов. Для этого разбуривание интервала при заторможенном вале лебедки делается пару раз с разным числом оборотов ротора.

Датчики для автоматического измерения технологических характеристик бурения Датчики технологических характеристик, применяемые в станции ГТИ, являются одной из важнейших составных частей станции. От точности показаний и надежности работы датчиков почти во всем зависит эффективность работы службы ГТИ при решении задач по контролю и оперативному управлению процессом бурения. Каждый датчик должен обеспечивать измерение соответственного параметра с обозначенной точностью и иметь на выходе цифровой либо стандартный аналоговый сигнал. Технические свойства приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1 Технические свойства датчиков Заглавие датчика Ед. изм. Спектр измерений Погреш- ность, не ужаснее Разреше- ние, не ужаснее Датчик положения талевого блока (глу- м О-50 м 0,01 м 0,01 м биномер) 31.

О.С. Недостающая 6. Ускорение проходки.

J Датчик уровня про- мывочной воды м 0.

5.0 м ±I% 0,01 м Датчик плотности промывочной жидког/см три 0,8.

2,5 г/см' ±I% 0,01 г/см) сти на входе в скважину Датчик плотности кости на выходе из промывочной жидг/см' 0,8.

2,5 г/см' ±I% 0,01 г/см' скважины Датчик температуры промывочной жид- "с O.

IOO "с ±I% 0,2 "с кости Датчик скорости вращения ротора (при об./мин 0.

350 об/мин ±I% один об./мин роторном бурении) Датчик вращающего момента на роторе тс'м 0.

5,0 ТС'м ±2,5% 0,2 тс'м Датчик положения клиньев атм. O.

IO атм Датчик электропроводности промывочной воды ОМ'м O.

IO ОМ'м ±2,5% O,IOM'M на входе и выходе скважины Датчик положения талевого блока (глубиномер) Познание текущей глубины скважины является нужным при проведении геолого-технологических исследовательских работ, потому что все другие характеристики должны быть измерены либо рассчитаны в функзз.

35 Глава 2. Аппаратные средства ГТИ ции глубины. Датчик употребляется для определения либо вычисления многих характеристик: положения тальблока относительно стола ротора, глубины скважины, положения долота в скважине относительно забоя, механической скорости проходки скважины, скорости спускоподъемных операций. В текущее время в ГТИ обширно используются два вида датчиков: 1. Датчик измерения углового перемешения вала барабана буровой лебедки. Датчик представляет собой угловой преобразователь положения вала лебедки в дискретные сигналы импульсов глубины. Потому что существует зависимость углового перемешения вала буровой лебедки от поперечника намотанного на барабан каната, требуется корректировка вычисляемого параметра на изменение поперечника барабана лебедки при смотке (намотке) троса. 2. Датчик измерения скорости вращения тихоходного ролика кронблока (второго от недвижного ролика ветки «мертвого» конца талевой системы). Датчик представляет собой угловой преобразователь положения ролика кронблока в дискретные сигналы импульсов глубины. Корректировка не требуется. Датчик веса на крюке В связи с тем что механическая скорость бурения в значимой степени находится в зависимости от нагрузки на долото, для обеспечения хорошей проходки нужно повсевременно держать под контролем нагрузку. Уменьшение нагрузки приводит к понижению скорости проходки, а чрезмерное повышение - к поломке бурильных труб, долота, искривлению ствола скважины. Расчет общего объема поглощения с начала нарушения баланса и допусти- МОЙ скорости СПО При спуске объем вытесняемol'о раствора больше объема металла спущенных труб. Прирост веса на крюке меньше расчетного. О.С Неполное наполнение бурильной колонны промывочной жидкостью (засорение промывочных отверстий долота, высочайшие структурные характеристики раствора и т. 11.). 9. Резкое Сllижение веса 9.1.

Датчики ДЛЯ автоматического измерения технологических характеристик бурения измерения натяжения недвижного ( Шi ' (3.5) i=1 где n - количество секций. Если в процесс е подъема шлама с забоя скважины на поверхность вышло углубление забоя на величину дн, время отставания шлама рассчитывается по формуле: н+дн t= ш 60(u кп - аu сш ), (3.6) При остановках циркуляции промывочной воды нужно учесть оседание частиц шлама во время ее перерыва. Время движения шлама от забоя до устья скважины можно уточнить опытным методом, используя разные метки, опускаемые в промывочную жидкость, И фиксируя время их опускания и выхода на поверхность. В текущее время привязка шлама к глубине осуществляется автоматом в программном обеспечении станций ГТИ. Окончательная привязка шлама к настоящим глубинам делается методом всеохватывающей интерпретации и корреляции литологических колонок, построенных по шламу, данных геологических и технологических исследовательских работ и данных промыслово-геофизических исследовательских работ. К технологическим факторам, снижающим геологическую эффективность ГТИ, относятся: 61.

63 Глава З. Геonого-геохимические исследования - вскрытие многообещающих объектов при огромных репрессиях на пласт и применение промывочных жидкостей, ухудшающих их фильтрационно-емкостные характеристики и содействующих образованию глубочайших зон проникания фильтрата раствора в пласт; неконтролируемые добавки нефти в промывочную жидкость; нарушение предписаний ГТН и несоблюдение буровой бригадой советов партии ГТИ. 4. Фракционный анализ шлама Отобранные пробы шлама отмываются от промывочной воды прохладной водой конкретно на буровой либо в станции. После промывки делается 1-ый зрительный просмотр шлама под лупой. Ископаемые органические остатки (микрофауна и флора, маленькие осколки моллюсков и т. п.) извлекаются из шлама и употребляются для уточнения стратиграфии разреза. Более сложным шагом является отделение в пробе шлама основной породы от обвальной. Фракционный анализ основан на исследовании размеров частиц, составляющих пробы шлама. Фракционный анализ проводится по всему исследуемому разрезу. Для анализа употребляются сита с поперечником отверстий 1,0; 3,0; 5,0; 7,0 мм. Высушенный шлам просеивается через сита и делится на четыре фракции: Ф один - с размером частиц от 1,1 до 3,0 мм; Ф2 - от 3,1 до 5,0 мм; Ф3 - от 5,1 до 7,0 мм; Ф4 - более 7,0 мм. При интерпретации Ф 1-Ф4 нужно учесть, что изменение фракционного состава шлама находится в зависимости от разных причин: физикомеханических параметров разбуриваемых пород, при меняемой технологии бурения, режима промывки, параметров промывочной воды, состояния ствола скважины и т. д. Литологическое расчленение разреза по изменению фракционного состава базируется на том, что при неизменяющемся 62.

64 4. Фракционный анализ шnама режиме бурения, обеспечивающем объемное разрушение пород, размер частиц выбуренного шлама находится в зависимости от литологии разбуриваемых пород. Мягенькие породы (рыхловатые песчаники и известняки, глины, гипс, каменные угли) обычно представлены шламом фракции Ф 1. Породы средней твердости (песчаники с глинистым цементом, пористые известняки и доломиты, алевролиты и аргиллиты) в большинстве случаев представлены шламом фракций ф2 и Ф3. Очень твердые и твердые породы (окремнелые и метаморфизованные известняки, доломиты и песчаники, главные изверженные породы, ангидриты, окремнелые глинистые сланцы) в большинстве случаев представлены шламом фракций ф3 и Ф4. Выделение обвальной породы делается после зрительного просмотра шлама фракций ф3 и Ф4. Обвальная порода бывает обычно представлена шламом с размерами частиц 7-1 О мм прямоугольной формы, из последующих анализов она исключается. Описание пород по результатам исследовательских работ шлама и керна делается по схеме (табл. 3.2). Схема описания пород Признак Черта либо пример описания I два Заглавие породы По табл. 3.3 Цвет (во мокроватом со- стоянии) Таблица 3.2 Сероватый, буровато-серый, серый, с зеленым цветом Структура породы По табл. 3.4 Текстура породы Твердость,степень уплотненности породы KpellocTb породы Слоистая, мощная, чешуйчатая, оскольчатая Твердые, очень уплотненные породы кварцевого и кремнистого состава, при царапании оставляют след на стекле; наименее твердые и уплотненные породы (карбонатные, гипс, ангидрит, соли) царапаются стеклом четыре группы: прочные (с трудом колются молотком), сред- ней крепости (колются молотком), слабенькой крепости (разламываются рукою) и рыхловатые либо сыпучие 63.

65 Глава З. Геолого-геохимические исследования один 2 Окончаlillе таблицы 3.2 Состав цемента Глинистый, карбонатный, кремнистый, железистый, гипсовый Базальный (зерна не соприкасаются вместе, они вроде бы инкрустированы в цемент; цементация крепкая); Тип цемента Поровый (зерна соприкасаются вместе, все место меж ними заполнено цементом; крепкость цементации разная) nорово-базальный (часть зернышек касается друг дружку; крепкость цементации разная) Контактовый (зерна соприкасаются вместе и в местах их соприкосновения развит цемент; цементация некрепкая) Коррозионный (разъедания) (цемент заполняет все место меж зернами и отчасти внедряется в их вследствие растворения зернышек; очень крепкая цементация) Сгустковый (пятнистый) (цемент развит неравномерно, пятнами; крепкость цементации разная) Тип коллектора Пористость и каверноз- ность Поровый (в главном В порах либо кавернах, схожих по строению с порами), трещинный (в главном в трещинках и в развитых по ним пустотах расширения), трещинно-поровый (в главном в пустотах (поры, каверны), развитых в блоках породы) Тонкопористая «0,01 мм); мелкопористая (0,01-0,25 мм); среднепористая (0,25-0,5 мм); крупнопористая (0,5-2,0 мм); кавернозная (>2,0 мм) Трещиноватость Субкапиллярные (0,0002 мм); микротрещины (0,0002-0,00IMM); волосные (0,001-0,01 мм); тонкие (0,01-0,05 мм); очень маленькие (0,05-0,1 мм); средние (0,1-0,5 мм); большие (0,5-1,0 мм); грубые (1,0-2,0 мм); макротрещины (2,0-5,0 мм); щирокие макротрещины (5,0-20,0 и поболее мм) Битуминозность, нефте- носность Признаки: - выделение битума либо нефти по порам, кавернам, трещинкам; - пропитка породы нефтью; - окращенность породы нефтью в бурый цвет; - запах нефти на свежайшем изломе породы Наличие минеральных включений, органиче- ских остатков Включения пирита, гипса, ангидрита, кальцита и др., остатков флоры и фауны, обломков и галек других пород 64.

Промысловая геофизика ТОМ 2. Исследования геологического разреза скважин ТОМ 3. Исследования действующих скважин ТОМ 4. Контроль технического состояния скважин ТОМ 5. О.с. 3ашламление забоя в итоге недостаточной чистки Давление остается аномально завышенным, но может быть на этом фоне инебольшое понижение. В шламе завышенное содержание обвальной породы. /!Юl достаточна. О.с. Осыпи стен скважины и недостающая чистка забоя в КП в итоге осыпания. Масштаб глубин на планшете употребляется, обычно, 1:200 м либо 1:500 м. Неотклонимые колонки планшета: Возраст (стратиграфия) Колонка содержит данные по стратиграфии горных пород, где указывается возраст вскрытых пород, включая наименования отделов, ярусов, горизонтов. Описание пород По результатам зрительных исследовательских работ шлама и керна описываются признаки пород: заглавие, цвет, структура, текстура, твердость, крепость, пористость и кавернозность, трещиноватость, битуминозность, нефтенасыщение, наличие минеральных включений и органических остатков. 87.

89 !Лава З. Природный газ, как и воздух, плохо растворяется в глинистом растворе, потому основная масса газа, поступающая в раствор, находится в виде мелких пузырьков. На большой глубине эти пузырьки испытывают существенное давление, определяемое весом столба раствора, и размеры их очень малы. По мере подъема раствора, обогащенного газом, по стволу скважины и уменьшения гидростатического давления газ расширяется. ДМК и плотность пород ДМК (мин/м), длительность бурения интервала проходки, величина оборотная механической скорости бурения. Плотность горных пород, определенная по шламу. Литология Колонка является результатом совместной интерпретации всех других колонок. Породы обозначаются обuцепринятыми условными знаками. Люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА) В колонку заносятся данные о высококачественном составе и Нрав насыuцения пластов-коллекторов можно нанести прямо в колонку «Литология» с помоuцью особых значков (как показано на рисунке) или занести эти сведения в отдельную колонку. количественном содержании битумоидов в шламе: интенсивность, цвет и тип битумоида. Может быть нанесение интенсивности свечения не цифрами, а в виде кривой. Суммарное газосодержание (глава 4) Кривая суммарного газосодержания строится автоматом в логарифмическом масштабе и представляет собой сумму 5 либо 88.

90 9. Формирование планшета геолого-геохимических исследовательских работ 6 C1- C s (С 6 ) компонент в абсолютных %, определяемых при помощи хроматографа.?

м Д л о А О Г Г.

Р М и А Я м м А 1' g". ::

"';; ;oo. -, IЛЬ 1116!,+ '.- i-i-+ 169О -.- ycnoeнwe.

" Пример планшета Раздельный анализ газа (РАГ) Относи тел ьный состав УВ компонент строится в ви де гистограммы с заливками различного цвета дл я каждого компонента. Газовые флюидные коэффициенты (могут отсутствовать) Спектр измерений выбирается раздельно дл я каждого флюидного коэффициента, графики строятся в логарифми'!еском масштабе, разными цветами. Выбираютс я такие флюидные коэф- 89.

91 Глава 3. Геолого-геохимические исследования фициенты, значения которых могут служить аспектами определения нрава насыщения пласта для подходящего региона. Вид планшета может видоизменяться зависимо от комплекса исследовательских работ, к примеру, могут находиться колонки с кривыми ГИС, кривыми градиентов пластовых давлений и др. 90.

92 ГЛАВА 4. ГАЗОВЫЙ КАРОТАЖ 1. Газовый каротаж в процессе бурения Газовый каротаж представляет собой прямой способ выделения в разрезе скважины продуктивных пластов, содержащих углеводороды. Газовый каротаж в процессе бурения употребляется для выделения нефтегазосодержащих пластов, определения их насыщенности и для обеспечения безаварийного бурения - выделения зон АВПд, предупреждения выбросов нефти и газа. Газовый каротаж основан на исследовании количественного и высококачественного состава углеводородного газа, попавшего в промывочную жидкость В процессе разбуривания горных пород при проводке скважин. Информативными газами для выделения продуктивных пластов являются предельные УВ от метана до гексана (С] - CJ Газы, извлекаемые из промывочной воды, могут быть природными газами (газовые залежи), газами, растворенными в нефти (попутными газами нефтяных месторождений) либо в виде газоконденсата. Главным компонентом природного газа является метан С] - самый легкий из углеводородных газов, в маленьких количествах находятся более томные составляющие: этан С 2, пропан С з, бутан С 4, пентан C ' S гексан С б Для попутных газов нефтяных месторождений типично наличие более больших концентраций томных компонент. В состав попутных газов могут заходить также изосоединения типа изобутан, изопропан инепредельные УВ - этилен, пропилен и т. д., также неуглеводородные газы - водород, азот, двуокись углерода. 81.

93 Глава 4. Газовый каротаж 2. Дегазация Газы отбираются из промывочной воды после выхода ее на поверхность. Процесс отбора газа именуется дегазацией. Дегазация промывочной воды происходит В желобе, лучше как можно поближе к устью. Дегазация может происходить безпрерывно в процессе бурения либо эпизодически для уточнения нужных черт пласта. Непрерывная дегазация может про исходить 2-мя методами: пассивным либо принудительным. Пассивная дегазация происходит при помощи поплавкового дегазатора, устанавливаемого на желоб; в данном случае в хроматограф попадают УВ газы, выделивщиеся из промывочной воды естественным методом. Принудительная дегазация обеспечивается дегазатором с принудительным дроблением потока промывочной воды, двигающегося по желобу. Этот дегазатор устанавливается в желоб. Естественно, про центное содержание выделившихся в процессе движения по желобу УВ газов при принудительной дегазации будет больше. Термовакуумная дегазация (ТВД) производится эпизодически и обеспечивается при помощи специальной установки ТВД в станции ГТИ. Применяется для проб раствора, отобранных на устье, для анализа проб шлама и керна, проб пластовой воды, отобранных в процессе проведения ипт. 3. Методика регистрации Главным способом компонентного газового анализа - анализа, при котором определяется содержание отдельных компонент в газовой консистенции, - является газовая хроматография. Способ газовой хроматографии основан на различной скорости погло- 92.

94 3. Методика регистрации щения каждого компонента газовой консистенции слоем сорбирующего вещества. Вследствие различия скоростей сорбирования каждого компонента при промывании сорбента газом-носителем, инертным для сенсора, из сорбента поочередно выделяются отдельные составляющие газовой консистенции. Эти составляющие поступают на сенсор, где определяется их содержание в газе-носителе. При регистрации показаний сенсора в функции времени записывается непрерывная кривая с рядом пиков, характеризующих содержание отдельных компонент в анализируемой газовой консистенции. Эта кривая зависимости концентрации отдельных компонент в выходящем из сорбционной колонки газе-носителе от времени именуется хроматограммой. Пример хроматограммы приведен на рис.

taj l Рис Итог анализа пробbl ГВС Аппаратурой газового каротажа измеряются 5 (С г-с s ) либо 6 (C,-CJ первых углеводородных компонент зависимо от типа применяемого оборудования. В состав газоаналитического комплекса, основанного на хроматографе с ПИДом « ш - расход на выходе с учетом газосодержания, л/с. Qвыхдп= (J-Z\,J"QеbIх' QBblx - расход на выходе (средний за время отставания); 95.

97 Глава 4. Газовый каротаж К. - т коэффициент газонасыщенности промывочной воды. (4.4) где: V I - объем газа, выделившегося при дегазации пробы раствора, см три ; V p - объем пробы раствора. Для определения V, берутся несколько проб раствора на выходе из скважины и дегазируются. Все расчеты в текущее время про изводятся автоматом при помощи аппаратно-программного комплекса станций ГТИ. 4. Выделение пластов с аномальным газосодержанием Основной задачей газового каротажа является выделение многообещающих на нефть и газ интервалов в разрезе бурящей скважины и определение нрава их насыщения.: :: Ji шестьдесят so : нуль еж e1l-\! e.нt ( C.Рис. 4.4 а. Водоносные пласты 104.106 5.

Выделение пластов с аномальным газосодержанием газонасыщенности шлама по отношению к фоновым значениям; изменение относительных содержаний УВ компонент в пробе газа; изменение флюидных коэффициентов. Суммарное газосодержание Г сум - это 1-ый и основной параметр, по которому определяется наличие газовой аномалии в разрезе скважины. Г сум может определяться как сумма абсолютных компонент, определенных по результатам компонентного анализа, проведенноro хроматографом в станции гги, либо особым датчиком, конкретно установленным на устье скважины. Нрав конфигурации кривых при наличии газирования воды приведен на рис промывочной Рис Повышение газосодержания промывочной воды при вскрытии продуктивного пласта 97.

99 Глава 4. Газовый каротаж По кривой Г,y.

, регистрируемой безпрерывно в функции времени, выделяются аномальные участки, где газопоказания превосходят фоновые в 1,5 раза и поболее. Потом определяется природа газовых аномалий. Возникновение газовой аномалии на кривой Г сум может быть обосновано последующими причинами: поступлением газа из разбуриваемого пласта; поступлением газа из вышележащего пласта; поступлением газа из пласта с аномально высочайшим поровым давлением; поступлением газа в раствор за счет эффекта свабирования (при подъеме бурильной колонны); наличием в буровом растворе рециркуляционного газа; наличием в буровом растворе примесного газа; уменьшением расхода промывочной воды; повышением механической скорости проходки. Газосодержание промывочной воды из-за поступления пластового газа зависит приемущественно от величины дифференциального давления в системе «скважина-пласт», газонасыщенности пласта и его мощности. Завышенные значения Г наблюдаются по истечении времени отставания t после вскрытия кровли пласта. Наот чало аномалии соответствует кровле пласта, а максимум Гcy.

- подошве пласта. После прохождения пласта наблюдается резкое уменьшение Г,если давление в скважине превосходит пластовое. При превысум шении пластового давления над давлением в скважине величина Г сум сум после прохождения пласта будет возрастать, и газовые аномалии характеризуются обычно большой амплитудой и длительностью. Поступление пластового газа как из разбуриваемого пласта, так и из ранее пройденных пластов может привести к значимым газопроявлениям. 98.

100 4. Выделение пластов с аномальным газосодержанием к признакам, свидетельствующим об увеличении газообогащения промывочной воды за счет поступления пластового газа, относятся последующие: - большая длина газовой аномалии, обусловленная вскрытием пласта большой мощности; - неспешное уменьшение либо повышение Г СУМ после прохождения пласта за счет поступления газов из вскрытого пласта (мощность пласта определяется по изменению и данным анализа шлама); - постепенное повышение газопоказаний за счет поступления газа из вышележащих пластов. При разбуривании зон с аномально высочайшим поровым давлением наблюдается повышение Г сум ' обусловленное увеличением пористости и возрастанием в связи с этим обьема газа, поступающего в буровой раствор. Аномалии данного типа характеризуются постепенным повышением Г по мере сум вхождения в зону с аномально высочайшим поровым давлением и установившимися завышенными значениями Г во время прохождения ее. СУМ Увеличение Г СУМ промывочной воды, обусловленное поступлением в промывочную жидкость газа свабирования, появляется при резком подъеме бурильного инструмента над забоем скважины при наращивании, спускоподъемных операциях, шаблонировке ствола скважины и т. д. При подъеме инструмента величина давления на призабойную часть пласта миниатюризируется за счет эффекта свабирования и зависимо от скорости подъема инструмента, его сборки и характеристик промывочной воды может быть достаточна для сотворения депрессии и вызова притока из пласта, подвергающегося воздействию свабирования. Газовые аномалии данного типа обычно характеризуются резким выплеском и резвым затуханием ГС)М' Поступление газа в промывочную жидкость за счет эффекта свабирования может привести к значительному увеличению газонасыщенности и даже к выбросу при наличии сальника на бурильном инструменте и резком подъеме инструмента. 99.

101 Глава 4. Газовый каротаж Возникновение газовых аномалий за счет наличия в промывочной воды ре циркуляционного газа бывает обосновано нехороший чисткой и дегазацией выходящего из скважины раствора, вследствие чего газ, не успевший выделиться в атмосферу, закачивается назад в скважину. Возникновение аномалий данного типа наблюдается с отставанием на величину полного цикла промывки от момента регистрации предшествующей газовой аномалии и отличается от нее более выположенной формой амплитуды и поболее «тяжелым» относительным составом газа. Газовые аномалии могут быть связаны с поступлением в промывочную жидкость газа, обусловленного добавками нефтепродуктов и щелочных химреагентов. Добавки в промывочную жидкость нефтепродуктов (в особенности недегазированной нефти) существенно увеличивают общий газовый фон и нередко ведут к полной потере полезной инфы. Определение предпосылки аномалии обычно не представляет затруднений, если осуществляется кропотливый контроль за вводимыми в промывочную жидкость добавками. По методике ВНИИгеофизики газонасыщенность промывочной воды углеводородными газами рассчитывается по формуле: jo=m VrLC, V p q = 10-2 ;=1 (4.5) где: L С ; - суммарное содержание УВГ в выделившемся газе,%; т - число анализируемых компонент углеводородных газов; V r - обьем газа, выделившегося при дегазации пробы промывочной воды, см три ; V - обьем пробы промывочной воды, см три р Для того чтоб высчитать газонасыщенность, нужно отобрать несколько проб промывочной воды в закрытые емкости как можно поближе к устью скважины. Найти объемы газа и проб воды и произвести разовый анализ (разгонку) отобранных газов при помощи хроматографа либо ТВД. 100.

102 5. Определение насыщенности пластов Параметр, конкретно характеризующий газосодержание пласта, - приведенные газопоказания (Г нр )' которые представляют приведенный к обычным условиям объем газа (в м три ), переходящеm в промывочную жидкость при разбуривании один м три породы, И определяются по формуле: где: Е - коэффициент разбавления; Г = один 0'3. К. Г. При проведении технологического контроля бурения нужно выслеживать конфигурации характеристик на величину, превосходящую погрешность определения данного параметра, и различать конфигурации (аномалии), вызванные действиями буровой бригады, и аномалии, показавшиеся из-за неожиданных параметров разреза, осложнений, аварий с инвентарем и т. д. Небезопасной аномалией именуется аномальное изменение реагирующего параметра, не обусловленное конфигурацией режимного параметра либо технологической операцией. Такие аномалии появляются в итоге конфигурации критерий бурения, воздействия скважины, нарушения режима работы оборудования и бурильного инструмента. Конкретно эти аномалии являются признаками вероятных предаварийных ситуаций.

103 Глава 4. Газовый каротаж нраву насыщения. Подавляющее большая часть нефтеносных и водоносных пластов характеризуется схожими суммарными газопоказаниями, как следует, не всегда удается отличить нефтенасыщенный пласт от водоносного пласта с остаточной нефтью. Углеводородные газы газовых, газоконденсатных, нефтяных и водоносных пластов значительно отличаются меж собой по относительному составу, что является принципиальным диагностическим признаком при определении нрава насыщения коллектора. Средний состав газов газовых месторождений Рф и государств СНГ приведен в таблице 4.1 (по Муравьеву ПЛ.). Таблица 4.1 Глубина Состав газов, О/о залежи, м С", С,". С,", С,",о С'"12 СО, ,73 0,51 0,17 0,09 0,10 0, ,23 1,33 0,41 0,19 0,27 0, ,6 2,44 0,68 0,28 0,51 3,31 > ,17 4,35 1,19 0,42 1,06 2,65 Средний состав попутных нефтяных месторождений различного возраста приведен в таблице 4.2. Газонасыщенность промывочной воды при разбуривании газоносного коллектора составляет обычно 10-ки и даже сотки см три /л. При вскрытии нефтенасыщенного пласта газонасыщенность промывочной воды еще меньше и меняется обычно в границах см три /л. Для всех газовых залежей типично высочайшее содержание метана (от 89,17 до 97,84%) в общем объеме углеводородных и неуглеводородных газов, а без учета содержания СО два и Н два объемное содержание метана добивается 99,7%.аварийный (незамедлительный) анализ, по которому информация должна быть выдана немедля (не позднее 3-х минут после появления аномалии) и который предугадывает незамедлительные технологические деяния бурильщика;срочный анализ, для которого может потребоваться дополнительная информация, выполнение краткосрочных особых (определительских) работ. Рекомендация должна быть выдана не позднее пятнадцать минут после появления аномалии, если нет других особых указаний;

Для нефтяных месторождений нижнего мела и юры состав попутного газа изменяется в сторону роста толики легких углеводородов. Таблица 4.2 Возраст пород Состав газов,"/. об. СН. С,Н, С,Н. С.Н,О С,Н" С 6 О.. IOS СО, Плиоцен 90,9 3,3 1,8 1,0 0, ,80 Миоцен 84,57 2,56 1,47 1,06 1,45-0,01 7,68 Олигоцен 76,10 5, ,35 3,29 0,05 0,06 1,48 Эоцен 76,()2 7,46 6,32 3,35 3, ,28 Палеоцен 76,91 5,67 4,60 3,26 2,75 от - 3,73 Нижний мел 87,33 3,13 2,00 0,82 0,22 0,()2 1,23 1,67 Юра 72,36 8,44 6,25 5,62 1,71-0,86 1,47 Нижняя IIepMb 59, ,13 5,36 2,04 0,18 1,27 1,00 Средний карбон 39,49 14,46 13,09 6,96 3,33 0,13 0,87 0,52 Нижний карбон 56,52 10, ,47 2,21 0,12 0,85 1,53 Девон 44,63 14,82 16,13 7,99 3,16 0,35 0,16 0,48 Таким макаром, для определения насыщенности пласта нужно найти относительное содержание каждого измеренного газового компонента в консистенции, т. е. проводить раздельный анализ газа (РАГ). Эти характеристики, как уже было отмечено выше, автоматом рассчитываются и строятся на диаграммах в масштабе глубины. Для облегчения интерпретации можно пользоваться так 103.

105 !Лава 4. ThэОВЬ!Й каротаж именуемыми палетками РАГ, которые представляют собой построенные в двухкоординатной сетке кривые (по оси Х - исследуемые составляющие: метан - СН 4, этан - С два Н 6, пропан - С зн g, бутан - C H четыре 1o ' пентан - C S H ; по оси У I2 - относительные концентрации компонент, %). Для каждого нефтяного региона, месторождения, площади есть свои рассредотачивания концентраций. На практике граничные (min и тах) значения относительных содержаний УВГ определяются до начала бурения для каждой площади, строятся в виде палеток и служат вспомогательным способом для определения нрава насыщения.. Ниже приведены картинки (4.4 а, 4.4 б, 4.4 в), иллюстрирующие нрав конфигурации рассредотачивания относительных содержаний УВ компонент для одной площади, но различных пластов. Исследования проводились для критерий Республики Башкортостан., i 90.

Задачка решается в несколько шагов: регистрация абсолютных содержаний утлеводородных компонент в реальном масштабе времени; расчет относительных содержаний УВ компонент в пробе газа, суммарного содержания УВ газов (г су ) - флюидных коэффициентов; построение кривых в автоматическом режиме в масштабе глубины (с учетом времени отставания); определение аномалий на кривой Г су ", определение нрава этих аномалий; если аномалии носят информативный нрав, определяется нрав насыщения пласта по данным компонентного (раздельного) анализа. Признакам и подхода к нефтегазоносному коллектору являются: аномальное повышение газосодержания промывочной воды и 96.98 4.

Вторичное вскрытие пластов и особые операции ТОМ 6. Программно-управляемые и информационно-измерительные системы для гире ТОМ 7. Геолого-технологические исследования в скважинах.6 Оглавление Введение.

107 lлава 4. Газовый каротаж На рисунке 4.4 а область меж наименьшими и наивысшими относительными концентрациями УВГ компонент соответствует водоносным пластам. Аналогично 4.4 б - для нефтеносных и 4.4 в - газоносных пластов. Эти области можно нанести на одну сетку - это и будет палетка. Оператор наносит на палетку значения относительных концентраций компонент, приобретенных им при помощи хроматографа, определяет область и фиксирует насыщение. Стоит отметить, что палетки строятся по фактическим данным, по этому чем больше статистика измерений, тем способ поточнее. Для примера приведем пример палетки, построенной для упрощения по двум компонентам - метану и этану - для критерий Башкортостана. На рисунке 4.5 видно, что вместе с продуктивными областями на палетке находится достаточно большая зона неоднозначности. Величина ее находится в зависимости от количества статистического материала. При попадании результатов в зону неод нозначности нужно завлекать к интерпретации другие способы Нефтенасыщенные пласты Зона неоднозначности.

СН4 С2Н6 ВоДонасыщенные пласты Ри с П алет ка РАГ 106.

108 Б. Мвтод флюидных коэффицивнтов Как видно на рисунках 4.4 а и 4.4 (), относительный состав гюа (РЛГ) Д;lЯ газонасыщенных и водонасыщенных П;JaСТОВ очень похож. В дан IЮМ случае нужно завлекать к интерпретаllии параметр Гс). т. к. 'шачения Г для газонасыщенных и водонасыщенных пластов очень (: \1 рюличаются. Общее суммарное газосодержание газонасыщенных объектов (пластов) всегда выше водонасыщенных. 6. Способ флюидных коэффициентов Для увеличения информативности компонентного анализа можно пользоваться способом флюидных (газовых) коэффициентов, т. е. отношений компонент меж собой. Формуны флюиj(ных коэффициентов являются э;vширическими и создаются для определенного нефтегюового региона. Обычно, в другом регионе они не являются информативными. Для использования способа флюидных коэффициентов нужно опытным методом найти граничные значения коэффициентов, соответствующих для разных фа'ювых состояний УВГ, составляющих залежь: нефтяная, гюовая, газоконденсатная, нефтяная с газовой оторочкой и т. д. При ведем примеры использования флюидных коэффициентов. На месторождениях Татарстана употребляются коэффициенты: (Сl + С2) / (С5 + С6), Гсум /Сl, Сl + С2. На базе огромного статистического материала были определены граничные 'шачения флюидных к(вффициентов непосредственно для каж ;\ой продуктивной либо непроизводительной залежи, К примеру, пашийская нефтяная залежь характеризуется последующими значениями: ( С один + С2) / ( С5 + С6) четыреста 50 , один ', .J j',',

,, Рис Определение насыще ния при помощи газового треугольн ика. -

, Рис Определение промышлен ной з начимо ст и залежи При малозначительном объеме фактического материала по ранее пробуренным на площади скважинам при помощи трехкоординатной диа- 111.

113 Глава 4. Газовый каротаж гр можно судить только о нраве насыщения коллектора (нефть - газ). Если по палеткам РАГ и ГФК пласт классифицируется как нефтегазонасыщенный, рассчитывается величина F г' которая сравнивается с граничной для нефте- и газоносных пластов данного района. Потому что F Г зависит в главном от приведенных газопоказаний, величина которых меняется в широких границах (от 0,05 до 20 и выше), при оценке нрава насыщения пласта нужно использовать информацию по другим способам: по ЛБА, газометрии шлама и др. Невзирая на то, что промышленное опробование способа показало довольно высшую его эффективность (85%), способ газового треугольника имеет ряд недочетов: - способ не привязан к глубине, что затрудняет увязку данных. Газовый каротаж в процессе бурения имеет ряд ограничений. - точность способа находится в зависимости от статистики подготовительных исследовательских работ, граничные полосы фракций УВГ могут не соответствовать практическим; Выделение нефтегазонасыщенных коллекторов нереально либо очень затруднено, если, во-1-х, в промывочную жидкость вводится недегазированная нефть (> один 0% от общего объема промывочной воды), во-2-х, наблюдается катастрофическое либо полное поглощение промывочной воды. Выделение нефтегазонасыщенных коллекторов затруднено при последующих ситуациях: 1) гидростатическое давление существенно превосходит пластовое (>30%); 2) мощность пласта мала «1 м) и механическая скорость бурения мала «1 м/ч); 3) происходит поступление газа из вышележащих "ластов; 4) при нехороший чистке и дегазации промывочной воды. Нрав насыщения выделенных интервалов описывается согласно 112.

114 7. Способ газового треугольника РД , где допускаются последующие свойства: слабонефтенасыщенный; газонасыщенный; слабогазонасыщенный; газонефтенасыщенный; нефтеводонасыщенный; водонефтенасыщенный; обводненный; водонасыщенный; битуминозный; слабобитуминозный; окисленная нефть; без признаков углеводородов; послевлияние вышележащих пластов. Совсем определение нрава и степени насыщения пластов нужно решать комплексно, привлекая материалы гти и гис. При совместной обработке геолого-технологической и геофизической инфы обычно появляются три варианта соотношения результатов: 1. Нрав и степень насыщенности пласта по данным гти и гие совпадают, потому вьщача конкретного заключения не вызывает затруднений. 2. Нрав и степень насыщенности пласта по данным гти и гие некординально различаются. В данном случае предпочтение нужно отдавать способам, включающим более очевидную характеристику. Для пластов мощностью более два м и коллекторов поровоm типа лучше способы гие, а для маломощных пластов шириной 1-2 м и коллекторов сложного строения - способы гти, в особенности при анализе бурового шлама и керна. 3. Нрав и степень насыщенности пласта по данныlm гие и пи резко отличаются, и в целом нельзя дать однозначное заключение об обьекте. В этом случае нужно привлечь дополнительный материал гие, гти, ипт по пробуренным рядом скважинам. 113.

115 Глава 4. Газовый каротаж Схема принятия решений при разных вариантах соотношения результатов ГТИ и ГИС показана на рисунке 4.8. В связи с низкой точностью определения глубины аппаратнопрограммным комплексом ГТИ (глубина в ГТИ является расчетным параметром и находится в зависимости от многих причин) глубина залегания выделенных продуктивных пластов, глубина определенных по шламу и керну литологических разностей в неотклонимом порядке сбивается с глубиной, определенной способами гис. При несовпадении значений предпочтение отдается глубине по ГИС. ГТИ Совместное зак.lючение ГИС Нефть Н Нефть Н Нефть Слабенькая нефть Слабенькая нефть Слабенькая нефть ()тсутствие нефти Н Вода Н Вода Нефть Н Нефть Н Слабенькая нефть Слабенькая нефть Н Нефть Н Нефть С"бая нефть Н Вода Н Вода Orсугетвие нефти Отсугствие нефти Слабенькая нефть Нефть Н IIc ясно Н Вода Отсутствие нефти Н Не ясно Н Нефть Рис Схема принятия решений для определения нрава и степени насышения пласта по данным ГИС-ГТИ 114.

116 ГЛАВА 5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ 1. Контроль характеристик Основная задачка технологических исследовательских работ - это получение инфы о ходе бурения и о процессах, происходящих в скважине и пласте, и внедрение ее с целью безаварийной и рациональной проводки скважин. Для этого операторы станции ГТИ производят: сбор информация ГТИ; - контроль за переменами технологических характеристик; выделение аномалий; определение вида аномалий; определение отклонений от техпроекта на бурение скважины; оценку ситуаций; нужные расчеты; выдачу предупреждений и советов буровой бригаде. К инфы, которая собирается, контролируется и обрабатывается в процесс е технологических исследовательских работ, относятся последующие ее виды: - проектная информация о разрезе, технологии и режиме про водки скважины (техпроект, ГТН, РТК); - фактические технико-технологические данные по скважине и при меняемому буровому оборудованию; информация об применяемых промывочных жидкостях; 115.

117 Глава 5. Технологические исследования - результаты автоматического измерения технологических характеристик; - фактические данные о геологическом разрезе по результатам анализа шлама, керна, промывочной воды; - информация о работе буровой бригады, время проведения разных операций. В процессе бурения при помощи автоматических датчиков безпрерывно регистрируются последующие технологические характеристики: глубина скважины; механическая скорость проходки; вес на крюке; нагрузка на долото; давление промывочной воды на входе; давление промывочной воды на выходе (в затрубье); расход промывочной воды на выходе из скважины (индикатор потока); расход промывочной воды на входе; уровень и объем промывочной воды в приемных емкостях и доливочной емкости; скорость спуска и подъема бурильного инструмента; плотность промывочной воды на входе и выходе из скважины; число ходов насосов; температура промывочной воды на входе и выходе из скважины; - электропроводность промывочной воды на входе и выходе из скважины; вращающий момент на роторе; вращающий момент на ключе; обороты ротора. В процесс е технологических исследовательских работ фиксируются и коррек- 116.

118 1. Контроль характеристик тируются по мере конфигурации последующие сведения: конструкция бурового инструмента; конструкция скважины; поперечникы и интервалы открытого ствола скважины; поперечник и глубина спуска обсадных колонн; количество емкостей, включенных в циркуляцию, и площадь их поверхности; - наименование применяемых систем чистки и дегазации промывочной воды; - наименование производимых на буровой операций с указанием времени начала и конца; оценка ситуаций и короткая их черта; выдаваемые буровой бригаде предупреждения и советы; оценка действий буровой бригады после выдачи предупреждений и советов; типоразмеры спускаемых долот, их износ; фактическая проходка и время долбления; характеристики промывочной воды. В процесс е работы оператором проводятся последующие неотклонимые определения и расчеты: - объем слива из желобов и манифольда после выключения циркуляции и объем их наполнения после включения (по уровню и рабочей емкости); - объем промывочной воды в трубах У т ' кольцевом пространстве V и общий объем в скважине (расчет делается через каждые КП 50 м проходки, также при изменении конструкции скважины либо бурильной колонны): (5.1) 117.

119 Глава 5. Технологические исследования v = 1t .(D два -d два ) L кп н' (5.2) где: d T - внутренний поперечник труб, мм; L - длина труб, м; D - поперечник скважины, мм; d" - внешний поперечник труб, мм; - длительность полуциклов циркуляции по трубам и кольцевому месту и общего цикла циркуляции; - теоретический вес бурильной колонны: (5.3) где: n - число секций труб; gi - приведенный вес 1-го метра труб i-й секции, т; Z, - длина i-й секции труб, м; у - плотность промывочной воды, г/см три ; Разум - плотность металла труб, г/см); WB - вес вертлюга со шлангом и ведущей трубой, т; - сравнение фактического веса колонны (определяется как полусумма значений веса по индикатору либо диаграмме веса при неспешном плавном подъеме и таком же спуске колонны на длину квадрата) с теоретическим сначала каждого долбления, но не пореже чем один раз за один О наращиваний. Все характеристики, контролируемые в процессе технологических исследовательских работ, делятся на режимные и реагирующие. К режимным характеристикам относятся характеристики, значения которых заданы критериями бурения и могут изменяться буровой бригадой: нагрузка на долото; число оборотов ротора; расход на входе (число двойных ходов насоса); 118.

120 1. l'lонтраль характеристик - свойства промывочной воды на входе (плотность, вязкость, напряжение сдвига, фильтрация, минерализация, газосодержание, температура). Величины режимных характеристик инсталлируются и поддерживаются в согласовании с техпроектом ГТН и РТК. Операторы ГТИ держут под контролем это соответствие. Реагирующие характеристики - характеристики, на изменение которых оказывают влияние изменение режимных характеристик и условия в скважине (вес на крюке; давление промывочной воды на входе; вращающий момент на роторе; частота вращения долота (при турбинном бурении); расход промывочной воды на выходе; давление промывочной воды на выходе; скорость проходки; характеристики промывочной воды на выходе). Е rrp д сум ' (4.6) Кд- коэффициент дегазации, определяется по последующей формуле: q Кд= гер, (4.7) сум qcp - средняя газонасыщенность проб раствора по данным ТВД (несколько проб). Коэффициент разбавления Е представляет собой объем промывочной воды (в м три ), прошедшего через забой при разбуривании один м три породы. Зная приведенные газопоказания, можно высчитать остаточное газосодержание F г пласта и остаточное нефтегазосодержание пласта F нг: z T Fr = 0,37 гnр --; (4.8) P rl, F = ( )Г. ш Н ' пр' (4.9) где: z - коэффициент сжимаемости газа; т - температура пласта; PIН - пластовое давление; Н - глубина залегания пласта. 5. Определение насыщенности пластов Внедрение Г из-за низкой степени дегазации используемых по- С)'М плавковых дегазаторов не обеспечивает доброкачественную оценку пластов по 101. Расчет значений открытой пористости, большой и минералогической плотности горных пород делается по нижеприведенным формулам. Расчет открытой пористости: 18.20 2.

Нрав конфигурации реагирующих характеристик на повышение режимных характеристик приведен в таблице.

121 Глава 5. Технологические исследования Нрав конфигурации реагирующих характеристик Таблица 5.1 Реагирующие параметрbl Мо- Рае- РеЖИМНblе Ско- Объмент Давле- ход Тем- ГазопарамеТрbl роеть ем Плот- на ние на на пера- еодерпро- раст- ноеть рото- входе вы- тура жание ходки вора ре ходе Нагрузка надолaro + + О О О О О О Скорость вращения + (О) + О О О 0(+) О О ротора Расход на входе + (О) О + + О 0(-) О 0(-) Плотность на входе - (О) 0(+) + О О 0(+) + О Вязкость 0(-) + (О) + О О О О О Газосодер- жание 0(+) О (О) - + Примечание: 1) «+» - реагирующий параметр меняется сразу с конфигурацией режимного; 2) «+» - реагирующий параметр меняется через время полуцикла по трубам после конфигурации режимного; 3) «+» - реагирующий параметр меняется через время цикла циркуляции; 4) «О» - параметр не изменяется; 5) «+» - повышение параметра; б) «-» - уменьшение параметра; 7) «( )>> - вероятное изменение параметра. 120.

122 1. КОНТРОЛЬ характеристик Порядок работы оператора при обнаружении небезопасной аномалии последующий: выдача предупреждения буровой бригаде; анализ аномалии, определение более возможной ее предпосылки и незамедлительная реакция на аномалию;

проведение нужных расчетов и определительских работ; сообщение буровой бригаде о ситуации, результатах расчетов и выдача советов. Порядок анализа главных и более обычных небезопасных аномалий с следующей оценкой ситуации представлен в таблице 5.2, где выделены три шага анализа:

В составе попутного газа нефтяных месторождений, приуроченных к отложениям карбона и девона, объемное содержание метана не превосходит 50-60% и резко 102.104 5. Определение насыщенности пластов растет, по сопоставлению с газовыми месторождениями, содержание томных компонент - этана, пропана и бутана.

оперативный анализ производится на базе более долгих наблюдений (к примеру, после полуцикла циркуляции, бурения определенного интервала и т. д.). 121.

123 Глава 5. Технологические исследования Анализ небезопасных аномалий и оценка ситуаций Вид аномалин. Немедлен- ный (аварийный) анализ Таблица 5.2 Вероятные конфигурации характеристик, результаты Срочный анализ определительских работ Оперативный анализ В процесс е бурения, проработки и промывки 1. Резкое изменение уровня 1.1. Наблюдается пере Проявление ликви- (объема) раствора в емкостях лив из скважины. дировано. и, может быть, потока на выходе. О.С Вскрытие проявля- Резкий рост скорости проходки. Может быть изменение вращающего ющего интервала, приток с забоя. момента на роторе и понижение О. Расчет объема и индавления на входе. тенсивности притока, Р. Приподнять инструмент до оценка вида поступаюположения муфты верхней тру- щего флюида. Контроль бы над ротором. Выключить за ликвидацией проявлециркуляцию. Зрительно прове- ния. рить положение уровня в сква Уровень в скважине Поглощение прежине. понижается. кратилось. О. Контроль уровня в емкостях О.С Вскрытие поглощаи потока на выходе. ющего интервала. Р. При предстоящем подъ- Р. Осторожно, на еме найти глубину неспешной скорости и расположения козырька. с про воротом ротора подымать инструмент мимо места затяжки Вес на крюке вырастает. О.С Затяжки в при- О. Контроль веса на хватоопасном интервале крюке и скорости (сужение, козырек). подъема. О.С Вскрытие поглощение. интервала с поглощением в процессе циркуляции. О. Расчет объема и интенсивности поглощения. 2. Возникновение краткосрочных 2.1. Затяжка при подъеме. высокоамплитудных пиков кру- Может быть сохранение тящего момента на роторе и од- подклинок. Рост давле- 1I0временно колебаний оборотов ния, вероятны при всем этом ротора (подклинки). Вероятен колебания. рост давления. П. Вероятен обвал сте- П. Подклинки. нок скважины. Р. Усмотрительное расхаживание с вращением и циркуляцией. 122.

124 1. I'lонтроль характеристик Продол.жение таблицы Р. Продолжая циркуляцию и вращение ротором, приподнять инструмент на длину квадрата. Очень похожую картину всех аномалий дает зашламление забоя в итоге недостающего расхода раствора. Но в данном случае длительная циркуляция и чистка забоя приводят к восстановлению давления до обычной величины. Наличие же осыпей оставляет давление аномально завышенным, даже если оно понижается в процессе циркуляции. Не считая того, наличие осыпей подтверждается возникновением в шламе обвальной породы. Контроль веса, мо Характеристики стабимента, давления; анализ лизировались. шлама. О.С. Зашламление забоя. О. Проверка uкп на вынос шлама Затяжки при подъеме, посадки при спуске. Подклинки сохраняются либо растут. Колебания давления на фоне общего роста. Может быть понижение скорости потока. В шламе аномальное количество обвальной породы. Вероятен рост давления до утраты циркуляции. О.С Обвал стен скважины. О. Проверка uкп на вынос шлама. Определение интервала обваливания.156 4. Вскрьrrие зон АВПД и оценка nластовых/поровыхдавлений по характеристикам бурения нос долот, в особенности лопастных и шарошечных с фрезерованным зубом. Учет износа про изводится при помощи математической модели износа. С учетом износа и плотности промывочной воды формула d-экспоненты имеет вид: rдea=o,93z два +6z+ 1. ар.u log-- d s = 18,3n g radp n'7.h log 0,67W у экв D (5.44) Z определяется по формуле: 4, , z = : ,31х2 +3х +1 (5.45) где: восемь - конечный (прогнозный) износ долота, мм; Х - определяется по формуле: h Х = 0, д, t д где: h - текущая проходка на долото, м; Jt t - длительность бурения долотом, ч. д (5.46) Показатель Р находится в зависимости от типа долота и выбирается согласно таблице 5.5. Р. Усмотрительное расха циркуляции. живание с вращением и циркуляцией. О. Контроль веса, момента, оборотов Резкое понижение давления на входе и, может быть, веса на крюке. Подклинки отсутствуют. О.С Слом (обрыв) бурильного инструмента. О. По весу оценить глубину слома. 123.

125 Глава 5. Технологические исследования Продолжение таблицы Вес на крюке и давление на входе соответствуют обычным. Зависимо от величины этого эффекта может быть как образование локальной пачки газа на забое, так и непрерывный приток из пласта. Величина эффекта свабирования находится в зависимости от скорости подъема колонны, площади кольцевого места и реологических характеристик промывочной воды. Чем больше скорость подъема, меньше зазор меж колонной и стенами скважины и выше напряжение сдвига и вязкость раствора, тем больше понижается давление на забой и стены скважины. Очень допустимая скорость подъема колонны определяется из условия понижения давления менее чем до величины пластового давления. О. Контроль момента и оборотов ротора Подклинки отсутствуют. Все характеристики размеренны. Процесс глушения скважины состоит из ряда поочередных операций, любая из которых контролируется станцией ГТИ. При всем этом требуется регистрация давления на насосах и в колонне, выходных характеристик промывочной воды, также расхода его на входе и выходе скважины. При способе бурильщика, когда глушение осуществляется за два цикла промывки, давление на насосах меняется последующим образом: от момента закачки промывочной воды на пониженной подаче до выхода (вымыва) газовой пачки давление остается неизменным, равным сумме лишнего давления в трубах, гидравлических сопротивлений в системе при пониженной подаче и дополнительного перепада давления для поддержания превышения забойного давления над пластовым; - от начала закачки утяжеленного раствора до момента заслуги этим веществом долота давление понижается пропорционально росту плотности раствора; - от момента выхода утяжеленного раствора из-под долота до наполнения им затрубного места остается неизменным. Давление в обсадной колонне изменяется последующим образом: - по мере подъема газового пузыря к устью плавненько вырастает до lб!3. Подъем. О.С Износ опоры долота. О. Оценка износа поднятого долота. 3. Резкое понижение давления на входе с одновременным понижением расхода на входе (при дизельном приводе - сразу маленькое повышение числа ходов насоса). Может быть, этому предшествовало плавное маленькое понижение давления. П. Может быть проявление Газосодержание раствора повышено, плотность снижена. Повышение уровня в емкостях и, может быть, понижение темпа роста температуры раствора на выходе. О.С Выход на поверхность «пачки» газированного раствора (без выброса) Кривая момента на диаграмме приобретает соответствующий . 4. Постепенное (может быть резкое) понижение давления при неизменном расходе на входе. Р. Продолжая циркуляцию, приподнять инструмент над забоем на 1-2 м. О. Контроль давления, веса Поток на выходе понижается сразу со понижением давления и расхода на входе. На фоне общего понижения давления вероятны скачки и колебания. Характеристики раствора размеренны. О.С Неисправность насосов Вес на крюке и давление резко снизились. О.С Слом (обрыв) бурильного инструмента. О. По весу оценить глубину слома Давление продолжает плавненько либо ступенчато понижаться, может быть, с наименьшей интенсивностью. П. Вероятен промыв инструмента. Р. Продолжить бурение в течение мин., но менее один м. О. Контроль давления, Давление продолжает падать, понижается скорость проходки. Может быть понижение температуры и возникновение подклинок. О.С Промыв инструмента. скорости проходки, температуры раствора. 125.

127 Глава 5. Технологические исследования Продол.жение таблицы Давление стабилизировалось на более малом уровне, соответственном бурению без насадки (насадок). Скорость проходки понижается. Вероятны подклинки. О.С Разрушение (выпадение) насадки (насадок) долота. О. Поиск хорошей нагрузки Наблюдаются плав Установлены ные колебания давле- ритмичные по циклу ния. Вероятны одно- циркуляции колебания временно колебания вязкости, плотности и потока и уровня в емкостях. Р. Продолжить бурение. О.Контрольпараметров промывочной воды газосодержания промывочной воды. О.С в системе циркуляции неоднородная промывочная жидкость. на выходе. 5. Неспешное повышение дав Давление проления на входе. Другие характеристики размеренны. или плавненько понижается, должает плавненько расти П. Вероятны сальник на инструменте и.

и обвал стен границах, колебания в широких может быть, скважины. Р. Продолжить бурение с повторяющимся отрывом от забоя на длину квадрата. О. Контроль давления, момента, веса. сопровождающиеся конфигурацией потока на выходе и уровня. Аномальное повышение плотности и вязкости раствора на выходе. Затяжки при отрыве от забоя отсутствуют. О.С в системе циркуляции неоднородная промывочная жидкость. Имеется пачка высоковязкого раствора. 126.

128 1. КОИТРПЛЬ характеристик Продолжение таблицы Давление продолжает расти, вероятны маленькие затяжки при подъеме и повышение момента. Скорость проходки понижается. Р. Отрыв от забоя, промывка скважины. О. Контроль давления и анализ шлама. Проверка lj ю! на ВЫНОС шлама ДаВJlение понижается до обычного. /! К11 недостаточна либо мало нужна. Пример планшета приведен на рис. 3.l. Планшет является рабочим документом, куда по мере проведения исследовательских работ (углубления забоя) оператор вносит результаты. Все исследования проводятся по мере отбора шлама, т. е. через два метра в потенциально продуктивных интервалах ствола скважины и через 5 метров в других. О. Расчет режима течения в Критериях насыщенной ЦИРКУЛЯЦИИ, определение интервала осыпания Давление продол Рост давления жает расти, возникают подклинки при общем увеличении момента, наблюдаются затяжки при подъеме и посадки при спуске, время от времени достаточно значимые. Р. Расхаживание инструмента с циркуляцией. О. Контроль давления, веса, момента. Про верка lj на ВЫНОС шлама. Ю1 закончился, может быть понижение. Затяжки и посадки понижаются, колебания момента уменьшаются. О.с. Образование и разрушение сальника на инструменте Давление продолжает расти (может быть, до критичного) либо остается аномально высочайшим. Затяжки, посадки и колебания момента сохраняются либо растут. Может быть понижение скорости потока. О.с. Сальник на инструменте не сбивается. Угроза прихвата. 127.

129 Глава 5. Технологические исследования Продолжение таблицы Давление продол Длится ходки. жает расти. может быть, скачкообразно. Колебаний момента, затяжек и посадок не наблюдается. Р. Продолжить бурение. О. Контроль давления, момента. рост давления, время от времени до утраты циркуляции. Может быть повышение момента на роторе. О.С. Забиты промывочные отверстия долота, турбобур либо фильтр Давление на общем завышенном фоне скачкообразно изменяется.33 Глава 2. Аппаратные средства ГТИ Продолженuе таблuцы тс (устанавливается зависимо от грузоподъемности буровой установки и оснастки талевой Датчик веса на крюке тс системы: ±1% 0,01 тс тс; тс; тс; тс; тс; тс; 0-75 тс) Датчик давления промывочной воды в нагнетательной МПа 0-25 МПа 0-40 МПа ±1% 0,1 МПа полосы Датчик давления промывочной воды В обсадной колонне (затрубное давление) МПа МПа ±1% 0,25 МПа Датчик ходов насоса ход./мин ход./мин ±1% один ход./мин Датчик расхода промывочной воды л/с 0-60 л/с ±2,5% один л/с на входе Датчик расхода промывочной воды на выходе (индикатор л/с 0-100% - - потока промывочной воды) 32.4. Датчики ДЛЯ автоматического измерения технологических характеристик бурения Окончание mаб7ицы 2. Таблица 5.5 Тип долот Группа твердости пород Показатель Р Фрезерованные М,МС 0,6 С,СТ 0,5 Т 0,4 Штыревые МЗ 0,3 СЗ 0,2 ТЗ, ТЮ 0,1 Алмазные К,ОК 100 50 5 О О.157 Глава 5. Технологические исследования Линия обычного уплотнения пород (тренд) может быть представлена в виде уравнения прямой полосы: log d n = ан + Ь, (5.47) где: d n - d-экспонента по полосы обычного уплотнения; а, Ь - коэффициенты линейной регрессии. Уравнение тренда определяется методом аппроксимации и уточняется с получением каждого нового значения d s (через один метр проходки) в реальном масштабе времени. О. Контроль скорости проходки И уровня В емкостях. При резком изменении уровня - см. П Скорость проходки уве.

ичилась в интервале 1-2 м более чем на 50% и стабилизировалась. Может быть изменение момента. Другие характеристики размеренны. Р. Хоть какое изменение расчетных контролируемых величин давления в ту либо другую сторону может быть обосновано нарушением режима глушения (неверным дросселированием), низким качеством оборудования (негерметичность обсадной либо бурильной колонны, неисправность поверхностного оборудования) либо поведением скважины (поступление дополнительной порции газа либо поглощение под ботинком обсадной колонны). Поглощения промывочной воды Главной предпосылкой поглощений промывочной воды в пласт является превышение давления в скважине над давлением в пласте. В резуль- 170. Вскрытие более мягеньких отложений. О. Поиск хорошей нагрузки По данным анализа шлама и раствора вскрыт коллепор. 7. Понижение скорости проходки. Другие характеристики размеренны. Р. Продолжить бурение 1-2 м. О. Контроль скорости про 7.1. Скорость проходки стабилизировалась на более малом уровне. Может быть понижение момента на роторе. Другие характеристики размеренны. О.с. Вскрытие более жестких отложений. Но в случае притока все описанные ранее признаки носят очевидно выраженный и поболее конкретный нрав. Бесспорные признаки притока флюида - непрерывное повышение уровня раствора в емкостях и движение раствора в желобах при выключенной циркуляции. Если приток обоснован вскрытием пласта с давлением, превосходящим давление в скважине, то одно- 165.167 ПIава 5. После заслуги экстремумов - рекомендация на подъем. Оценка износа поднятого долота. 128.

130 1. КОНТРОЛЬ характеристик Продолжение таблицы Скорость проходки продолжает значительно падать. Момент на роторе понижается. Другие характеристики размеренны. О.С Износ вооружения долота. О. Д. Микрофотоустановка состоит из микроскопа, микрофотоустройства, кольцевого волоконного осветителя с осветительным блоком, фотонасадки и цифровой камеры. Микроскоп дает увеличенное изображение исследуемых образцов в границах от 4,6 до 100 крат. Р. Закончить процесс подъема либо спуска. Зрительно проверин положение уровня в скважине. О. Контроль потока на выходе и объема в емкостях. лив из скважины. О.С Приток при (ПО. О. Расчет объема и (по способности) интенсивности притока. Контроль за ликвидацией проявления. Расчет ДОIlУСТИМОЙ скорости СПО Наблюдается понижение уровня в скважине. О.С Поглощение при СПО. О. Расчет (по способности) объема и интенсивности поглощения. О.С Зацепление колонной за маленький козырек. П. Вероятен прихват. О. О. Кропотливый контроль баланса объемов труб и вытесненного (долитого) раствора. Контроль веса на крюке При подъеме наблюдается перелив из скважины либо уровень не понижается. Вероятны затяжки инструмента. О.С Подъем со свабированием. О. Расчет общего превышения объема с начала нарущения баланса и допустимой скорости СПО.

131 Глава 5. Технологические исследования Продолжение таблицы В процессе бурения, проработки и промывки При спуске объем вытесненного раствора меньше объема металла спущенных труб. О.С Спуск с поршневанием. О. Нагрузку на долото определяют как разницу меж весом свободно висячей бурильной колонны и весом на крюке во время бурения. Датчик веса на крюке определяет вес бурильного инструмента, находящегося в скважине, потом по значению веса на крюке и веса инструмента рассчитывается нагрузка на долото. Вес на крюке определяется методом 34.36 4. При подъеме инстру Вес соответствует на крюке при спуске мента вес на крюке соот- нормальному. инструмента (посадка). ветствует нормальному, О.С. Зацепление колонной П. Вероятен прихват. при спуске наб.

юдается за маленький уступ. Р. Приостановить спуск. посадка. О. Зафиксировать глубину, Приподнять инструмент Р. Усмотрительный с поворо- на которой размещен на 3-5 м и медлительно том ротора спуск. уступ. Направить внимание спускать. О. Контроль веса на крю- на возможность шце- О. Контроль веса на ке и скорости спуска. пления за него замками крюке и скорости спуска. либо ДРУI'ИМИ элементами бурильной колонны при следующем спуске Посадки растут. Аппаратные средства ГТИ деяния (ДНД) при газовом каротаже является поплавковый (пассивный) дегазатор. Поплавковый дегазатор состоит из корпуса рабочей камеры, выполненного из нержавеющей стали и смонтированного на пенопластовые либо из нержавеющей стали поплавки, на которых он плавает в потоке промывочной воды в желобе. Поплавковый дегазатор устанавливается у устья скважин и фиксируется в желобе при помощи растяжек.

КОНТРОЛЬ характеристик Окончание mаб7ицы При подъеме вес на крюке выше нормы (затяжки), при спуске - ниже (посадки). О.С Сужение ствола скважины. О. Зафиксировать глубину расположения прихватоопасного (суженного) интервала При подъеме вес на крюке остается ниже нормы. О.С Слом БУРИЛhНОГО инструмента. О. По весу оценить глубину слома. 10. Резкое повышение При подъеме вес на веса на крюке при крюке нормализовался. 1I0дъеме инструмента (затяжка). Контроль за ликвидацией поглощения. Расчет допустимой скорости СПО Уровень находится на устье. р. Контрольный спуск (подъем) 5 свеч с контролем положения уровня в скважине. Включить быстро циркуляцию. О. Расчет объема поглощения и интенсивности с циркуляцией и без нее. Расчет давления начала поглощения Уровень находится Поглощение прена устье либо очень мед- кратилось, либо частичное ленно понижается. О. Зафиксировать глубину и мощность прихватоопасного интервала. Примечание: 1) П - предупреждение буровой бригады, которое в неких небезопасных случаях выдается до конечной оценки ситуации; 2) Р - советы бурильщику на проведение определительских работ, нужных для дальнейщей оценки ситуации; 3) О.с. - оценка ситуации; 131.

133 Глава 5. Технологические исследования 4) О - деяния оператора, означающие кропотливый контроль за конфигурацией характеристик и проведение нужных расчетов; 5) u. - скорость движения промывочной воды в кольцевом пространстве. 2. Оптимизация процесс а бурения Задачка оптимизации процесс а бурения скважины состоит в выборе и поддержании рационального сочетания нагрузки и оборотов долота с целью заслуги наибольшей скорости проходки и своевременном подъеме изношенного долота, обеспечивающем безаварийное бурение. Для решения намеченной цели оператор должен определять либо оценивать последующие ситуации, возникающие в процесс е проводки: начало еще одного долбления долотом; отклонение режимных характеристик от данных в ГТН и РТК; разрушение насадок долота; переслаивание пород с разной буримостью (вскрытие более мягеньких отложений, вскрытие более жестких отложений); износ вооружения долота; износ опоры долота. Поиск хороших режимных характеристик Поиск оnтшнальной нагрузки на долото Сначала каждого нового долбления делается приработка нового долота, т. е. обкатка забоя под вооружение нового долота с пониженной нагрузкой. Момент окончания приработки определяется по кривой веса инструмента выходом нагрузки на долото на заданную величину. После приработки осуществляется поиск хорошей нагрузки. При изменении по технико-технологическим причинам таких режимных характеристик, как нагрузка на долото, число оборотов ротора, 132.

134 2. Оптимизация процесса бурения расход промывочной воды на входе, более очень влияющих на условия разрущения породы и чистки забоя, поиск возобновляется. Не считая того, поиск хорошей нагрузки делается после разрущения и выпадения насадок долота. В процессе разбуривания определенного интервала ствола скважины, для которого заложено в РТК среднее сочетание режимных характеристик, могут повстречаться отложения с лучщей либо худщей буримостью, для которых обозначенное сочетание характеристик уже не будет хорошим. О вскрытии более жестких либо более мягеньких отложений оператор информирует буровую бригаду, после этого делается поиск хорошей нагрузки на долото. Величина хорошей нагрузки на долото рекомендуется буровой бригаде для дальнейщего бурения. Вскрытие более мягеньких отложений характеризуется повыщением механической скорости проходки (уменьшением времени выбурки интервала меж 2-мя подачами) и, обычно, увеличением вращающего момента на роторе. Вскрытие более жестких отложений характеризуется понижением механической скорости проходки (ростом времени выбурки) и следующей стабилизацией, а в неких случаях и уменьшением вращающего момента на роторе. Все другие характеристики не информативны. Вскрытие жестких отложений представляет собой более сложную ситуацию, так как, во-1-х, существует опасность перепутать ее с ситуацией износа долота по вооружению ввиду их схожести, во-2-х, износ долота в жестких породах может наступить ранее прогнозного времени долбления. В этой связи при вскрытии более жестких отложений, не считая поиска хорошей нагрузки, требуется определение критериев подъема долота - рейсовой скорости и цены метра проходки. Поиск хорошей нагрузки на долото может выполняться 2-мя методами: способом заторможенного вала лебедки и при помощи крите- 1ЗЗ.

135 Глава 5. ТеХНDЛогичесиие исследования рия минимума времени бурения интервала проходки меж 2-мя подачами инструмента (аспект минимума времени выбурки) при ступенчатом изменении величины подачи. Поиск хорошей нагрузки способом заторможенного вала лебедки осуществляется бурильщиком в последующем порядке: - колонна труб приподнимается над забоем скважины на 1-2 м, потом опускается на забой, на долото создается очень вероятная для данных критерий нагрузка; - вал лебедки затормаживается, и происходит выбурка интервала с повышением веса на крюке до величины, соответственной весу свободно висячей колонны. Оператор в это время держит под контролем по диаграмме изменение веса на крюке (нагрузки на долото). Хорошей нагрузкой на долото считается такая нагрузка, при которой темп конфигурации нагрузки во времени наибольший (т. е. максимальна моментальная скорость проходки). На диаграмме веса эта точка соответствует точке перегиба на кривой разгрузки. В неких случаях, когда точка перегиба уже найдена и зафиксирована, не непременно создавать последующую выбурку, о чем оператор докладывает буровой бригаде. В особенности это касается критерий бурения с низкой механической скоростью проходки, когда время выбурки очень велико. При скорости проходки наименее один м/ч этот способ неприемлем. В критериях нередкого переслаивания пород поиск хорошей нагрузки лучше создавать по аспекту минимума времени выбурки. Изменение времени выбурки при условии учета износа долота свидетельствует об изменении твердости либо моментоемкости пород, т. е. о переходе из одной породы в другую. Более нередко повышение времени выбурки связано с переходом из песочного пласта в глинистый пласт. Выбор режима бурения в данном случае осуществляется методом уменьшения нагрузки на долото. Умень- 134.

136 2. ОптимизацИR процесса бурениr шение нагрузки может быть с приподъемом долота над забоем и без него, при этом 1-ый вариант более эффективен, если наблюдается резкое повышение времени выбурки либо отсутствие выбурки. Для этого следует про извести приподъем долота над забоем на расстояние более два м и следующее бурение с нагрузкой, наименьшей на 2-5 т предыдущего значения. Уменьшение нагрузки на долото без приподъема долота над забоем проводят при неком увеличении времени выбурки и создают методом затормаживания лебедки до момента, когда вес колонны растет на величину 2-5 т. При поиске хорошей нагрузки следует учесть износ долота. При износе опоры долота не рекомендуется создавать повышение подачи, потому что это может привести к резкому уменьшению времени работы опоры долота. Если величина рекомендованной оператором хорошей нагрузки на долото выходит за границы спектра нагрузок, данного в РТК для данного интервала проходки, окончательное решение о величине нагрузки принимается буровой бригадой. Компрессор состоит из последующих главных узлов: 1) компрессорная группа - поршневого типа, одноступенчатая, одноцилиндровая с воздушным остыванием, безмасленная; 2) ресивер предназначен для скопления сжатого воздуха; 30.32 4. Датчики ДТIH автомати'iеского измерения технonоги'iеских характеристик бурения 3) редуктор предназначен для понижения выходного давления воздуха в спектре от О до восемь атм. Вакуумный насос Вакуумный насос предназначен для транспортировки газовоздушной консистенции (ГВС) по ГВЛ от устья скважины до газоанализатора. 4. При всем этом хорошим числом оборотов будет такое, при котором линия разгрузки (в особенности интервал перегиба) будет более пологой, т. е. время бурения наименьшим. Если нет очевидного отличия во времени, то следует поддерживать такое число оборотов, при котором лучшая нагрузка меньшая, а при их равенстве - малое число оборотов. 135.

137 Глава 5. Технологические исследов8ниii В текущее время поиск хорошей нагрузки на долото про из водится способом заторможенного вала лебедки при помощи аппаратурнопрограммного комплекса ГТИ. В этом случае поиск хорошей нагрузки про изводится безпрерывно программно с выводом в окне рабочей программки оператора сообщения о величине хорошей нагрузки на этот момент и фактической. Все эти данные сохраняются в «журнале событий» для документирования. ИЗНОС вооружения долота Износ вооружения долота заключается в частичном либо полном разрушении породоразрушающих частей долота. У фрезерованных долот износ вооружения проявляется в уменьшении высоты (истирании) и изменении конфигурации зуба, у зубковых долот - в частичном сколе и выпадении зубков из тела шарошки. Продолжать бурение очень изношенным долотом экономически нецелесообразно, потому ситуация «износ вооружения долота» служит оператору основанием для выдачи советы на подъем и смену долота. Для определения момента подъема долота при износе вооружения служат последующие аспекты: износ вооружения долота, определенный зрительным контролем за конфигурацией характеристик; прогнозная проходка на долото; прогнозное время долбления; аспект максимума рейсовой скорости и минимума цены метра проходки. Износ вооружения долота при зрительном контроле за конфигурацией характеристик характеризуется значимым неизменным падением механической скорости проходки (повышением времени выбурки) при стабильности всех других характеристик. Расчет рейсовой скорости u и цены метра проходки С опер ратор начинает при последующих ситуациях: вскрытии более жестких отложений; достижении 50 %-ной прогнозной проходки на долото; из- 136.

138 2. Оптимизация процесса бурения носе вооружения долота, определяемом зрительным контролем за конфигурацией характеристик. Сальник представляет собой плотное утолщение из шламового и обвального материала (в главном глинистого) на выступающей части бурильной колонны. Нередко сальники появляются при сдирании со стены скважины и следующем уплотнении глинистой корки. Крепкий сальник огромного поперечника может привести к нарушению режима промывки и потере циркуляции, прихвату колонны, также резкому росту гидродинамических давлений при движении инструмента, что может явиться предпосылкой проявления из пласта, когда сальник при подъеме работает как поршень. Соответствующей 178.

В текущее время эта задачка решается программно, вычисленные значения u и С наносятся на график в функции времени. Расчет ведетr ся до того времени, пока не будет достигнуто 75% прогнозной проходки на долото. Достижение экстремальных значений кривых u и С. гортах тш ворит О нецелесообразности продолжения бурения данным долотом. Если аспекты u ртах и С. добиваются собственных экстремальных значений тш В различное время, то ориентироваться следует на тот аспект, который наступает позднее. Таким макаром, достижение экстремальных значений u и С. является основанием для выдачи советы буровой ртах mш бригаде на подъем и смену долота. 137.

139 Глава 5. ТеХНQЛогические исследования ИЗНОС опоры долота Износ опоры долота заключается в износе либо разрушении частей подшипника опоры либо уплотнительного кольца маслонаполненных опор. Из-за износа опоры под воздействием нагрузки может произойти заклинка подшипника, в итоге чего прекращается перекатывание шарошки на забое. Если заклинка подшипника опоры носит краткосрочный нрав, а потом вращение шарошки восстанавливается, то момент прекращения вращения именуется подклинкой долота (либо шарошки). Если же вращение не восстанавливается даже после снятия нагрузки, то имеет место заклинка долота. Предстоящее бурение заклиненным долотом может привести к разрушению частей конструкции долота и оставлению их на забое. Подклинки долота характеризуются единичными высокоамплитудными колебаниями вращающего момента, оборотов ротора и отсутствием выбурки на кривых веса инструмента, надлежащими моменту торможения шарошки. Заклинка шарошки характеризуется неоднократными подклинками с несколько сниженной амплитудой колебаний. Заклинка долота, значимый износ опоры долота с выпадением частей опоры на забой, также попадание на забой обломков твердосплавного вооружения характеризуется непрерывными подклинками; кривая момента при всем этом приобретает вид пилообразной размазанной кривой с амплитудой колебаний несколько наименьшей, чем при единичных подклинках. Таковой же вид имеет кривая момента при попадании на забой сторонних железных предметов (см. рис. 5.8). При возникновении подклинок оператор предупреждает об этом буровую бригаду, инструмент отрывается от забоя с вращением, потом опять длится бурение. Если не было затяжки при отрыве от забоя и на холостом ходу подклинки отсутствуют, а при следующей нагрузке на долото возникают вновь, то это совершенно точно гласит об износе опоры долота. В данном случае нужно учесть время пребывания 138.

140 3. l'iонтроль давлений в скважине долота на забое и изменение скорости проходки. Многократные подклинки, понижение скорости проходки и приближение времени работы данным долотом к прогнозному времени долбления (согласно данным режимно-технологической карты) служат обоснованием для подъема долота с целью подмены. Если же подклинки при обретают непрерывный нрав, то такая ситуация является аварийной и просит незамедлительного подъема долота, независимо от времени его пребывания на забое. 3. Контроль давлений в скважине Познание величины давления, которое делает промывочная жидкость на стены и забой скважины, нужно, во-1-х, для целей предупреждения осложнений, во-2-х, для решения технологических задач. Расчет давления в скважине делается в неотклонимом порядке для последующих ситуаций, возникающих в процесс е бурения: - при опасности либо наличии признаков неустойчивости ствола скважины; - при начале поглощения промывочной воды (расчет давления начала поглощения); при вскрытии зон АВПД (расчет d-экспоненты); для определения давления при движении инструмента в случае СПО с поршневанием/свабированием. Расчеты возобновляются, если происходят конфигурации: плотности промывочной воды более чем на 0,02 г/см три ; длины бурильных труб более чем на м; длины УБТ более чем на м; расхода промывочной воды более чем на один л/с; параметров промывочной воды после химобработки; 139.

141 Глава 5. Технологические исследовании - конструкции буровой колонны либо конструкции скважины. Зависимо от операции, про водимой в скважине, давление на стены и забой будет различным. Разглядим составляющие давления в скважине при разных операциях. При стопроцентно заполненной веществом скважине, отсутствии циркуляции и движения инструмента на забой и стены создается давление, равное гидростатическому: (5.6) При включенной циркуляции давление в скважине появляется сум Мой гидростатического давления и гидродинамических давлений в кольцевом пространстве: При движении инструмента в (5.7) скважине и отсутствии циркуляции давление будет состоять из гидростатического и гидродинамического давления, вызванного движением инструмента (отрицательной либо положительной составляющей). Давление, создаваемое передвигающейся ввысь бурильной колонной, принято именовать давлением свабирования. По отношению к забою и стенам скважины это будет отрицательная составляющая. Таким макаром: р =р -М . СКВ ГС свао (5.8) При движении колонны бурильных труб вниз появляется давление, которое именуется давлением поршневания и является положительной составляющей: Р =Р +М (5.9) СКВ гс порш Если в скважине колонна бурильных труб движется при включенной циркуляции, то: Р =р +Р -М. ('кв гс гд сваб' Р =Р +Р +М. СКВ гс гд гюрш 100 40 (5.10) (5.11)

142 з. Контроль давлений в скважине При страгивании колонны бурильных труб появляется краткосрочное лишнее давление, которое принято именовать давлением пульсации. При соответственных критериях (вязкий раствор, маленькой размер кольцевого места и т. д.) это давление может нарушить равновесие в системе «скважина - пласт», потому его тоже нужно учесть. Таким макаром: р =р +р -!1Р +!1Р. СКБ ГС ГД сваб ПУ.'1ЬС' р =р +р +!1Р +!1Р СКВ I'C гд 1I0РШ ПУJlЬС (5.12) (5.13) Давление столба промывочной воды (гидростатическое давление) равно: Р гс = 0,0098у Н, (5.14) где: у - плотность, г/см три ; Н - глубина скважины, м. При попадании в промывочную жидкость пластовых флюидов, содержащих газ, либо при бурении на аэрированных смесях нужно учесть воздействие газосодержания на давление столба промывочной воды. Гидростатическое давление, создаваемое столбом газированной промывочной воды Рга] (без учета проскальзывания пузырьков), определяется уравнением: (5.15) где: ро - атмосферное давление, МПа; а - степень насыщения раствора газом (отношение объема газа к объему раствора). Понижение гидростатического давления при газировании можно найти по более обычный формуле:!1р = 0,225 У -уг (1, P rc )' (5.16) Уг где Уг - плотность газированной промывочной воды на выходе из скважины, г/см три 141.

143 Глава 5. Технологические исследованиii Гидродинамические давления в кольцевом пространстве Гидродинамическое давление, создаваемое закачиваемой в скважину промывочной жидкостью, складывается из утрат давления на оборудовании, из которого состоит замкнутая циркуляционная система. (5.17) где: ДР кп - гидродинамические утраты давления в КП; ДРтр- гидродинамические утраты давления в трубах; I1Р зам - гидродинамические утраты давления в замковых соединениях бурильных труб; ДР,"ол - гидродинамические утраты давления на долоте. Гидродинамические утраты давления рассчитываются зависимо от режима течения промывочной воды. Режим течения может быть ламинарным либо турбулентным. Ламинарный режим характеризуется низкими скоростями течения, при нем отсутствует смешивание воды и сохраняется ее структура. Турбулентный режим характеризуется вихревыми потоками и смешиванием воды. Гидродинамические утраты давления в кольцевом пространстве Поначалу определяется режим течения промывочной воды в кольцевом пространстве, для этого фактическая скорость течения промывочной воды в КП сравнивается с критичной. Фактическая скорость течения промывочной воды в КП, м/с: одна тыща двести 70 Q u Кn =D два d два (5.18) Критичная скорость течения промывочной воды в КП, м/с: ra Uкp = o,8.

144 3. Контроль давлений в скважине где: Q - расход промывочной воды, л/с; О - поперечник скважины, мм; d H - внешний поперечник бурильной трубы, мм; 'о - динамическое напряжение сдвига, Па; у - плотность промывочной воды, г/см). При U кп S Uкp - режим ламинарный, при UIQl > Uкp - режим турбулентный. Все гидродинамические расчеты проводятся посекционно (секция интервал КП либо внутреннего места бурильной колонны, имеющий схожие поперечникы). Общее гидродинамическое давление определяется как сумма давлений в каждой секции.170 5. Dс:ложненин в процессе бурения скважин шения, давление циркуляции при глушении, наибольший объем на устье при вымыве газа, плотность поступающего пластового флюида. Не считая того, можно найти текущее давление на устье и наибольшее давление на стены скважины в момент прохождения газовой пачки. Станцией ГТИ регистрируются все нужные для этого характеристики: давление на входе в скважину, уровень раствора в емкостях и давление на выходе из скважины (либо давление в обсадной колонне) при закрытом устье.

Технологические исследования Утраты давления при турбулентном режиме течения, МПа: [ u два др кп = у. кn, D-d н (5.20) Утраты давления при ламинарном режиме течения, МПа: М кп =0,004 l'.[ о (5.21 ) где: l-длина секции, м; а - безразмерный коэффициент: один а = 0,03 +, 1,14 + 1,45. Ь (5.22) где Ь - безразмерный коэффициент: (5.23) где одиннадцать - пластическая вязкость, Па с. Суммарные утраты давления в КП, МПа: т МКПсум = LМкпi, i=1 (5.24) где т - число секций кольцевого места. Определение эквивалентной плотности промывочной воды делается по формуле: Уэкв=У 102. М КПСУМ Н (5.25) 144.

146 з. Rонтроль давлений в скважине Гидродинамические давления, обусловленные движением инструмента Для момента начала движения колонны труб ввысь гидродинамическое давление (отрицательная составляющая) определяется по формуле: Ап = L 100 три С( )d;!-d.

ur nрьс + У U j -Uo два 2' D-d н D -d н (5.26) где: е - статическое электричество сдвига промывочной воды, Па; L - длина колонны труб, м; С - скорость распространения ударной волны по затрубному месту, м/с (для обсаженного ствола, заполненного водой, С = одна тыща триста 50 м/с, промывочной жидкостью - С = одна тыща 100 м/с; для необсаженного ствола, заполненного промывочной жидкостью, С = восемьсот м/с); U o - исходная скорость движения колонны труб, м/с; U] - достигнутая скорость движения труб за время распространения ударной волны от забоя до устья скважины, м/с. При равномерном движении колонны гидродинамическое давление определяется по формуле:

-d; )2 (5.27) D-d н два аю D два -d.

. При движении инструмента ввысь это давление является отрицательной составляющей (ДР ев б )' (ДР ). ПОрlll а при движении вниз - положительной Гидродинамическое давление, обусловленное торможением при спуске труб со скоростью от один до три м/с (отрицательная составляющая), определяется по формуле: др пульс = (0,05 -;- 0,02)Ргс ' (5.28) где Р гс - гидростатическое давление на глубине нахождения долота (ботинка). 145.

147 Глава 5. Технологические исr:ледованин При скорости спуска труб наименее один м/с.

nyльс = О,ОlРгс. Гидродинамические утраты давления в трубах, замковых соединениях и долоте (др т ) Гидродинамические утраты давления в колонне бурильных труб рассчитываются раздельно для ламинарного и турбулентного режимов течения промывочной воды. Режим течения определяется по соотношению фактической и критичной скоростей течения промывочной воды В трубах. Q l'т = фапическая скорость течеюiя d r (5.29) промывочной воды В трубах, м/с;

y - II.-ритическая скорость течеюiя (5.30) промывочной воды В трубах, м/с. При ит::;; икр - режим ламинарный; При и т > Vкp - режим турбулентный. ДР)' u 2./ =O,Oly.

d)' утраты давления в трубах при турбулентном течении, МПа; (5.31 ) дрт = 0,004. 1: d' Z - а т утраты давления в трубах при ламинарном течении, МПа; (5.32) а = (1,14 + 1,45. В) - коэффициент, (5.33) 146.

148 З. Контроль давлений в скважине l1' U r В = коэффициент, (5.34) То d r где 1- длина секции труб, м. Суммарные утраты давления в колонне бурильных труб i=in blj T = L:bl':, (5.35) i=1 где m - число одноразмерных секций в бурильной колонне. Гидродинамические утраты давления в замковых соединениях бурильных труб рассчитываются по последующей формуле: (5.36) где: d, - малый поперечник проходного сечения замковых соединений, мм; N - число замковых соединений в колонне бурильных труб. Гидродинамические утраты давления в долоте зависят от типа гидромониторных насадок и их количества и рассчитываются по последующей формуле: у.q2 Мдол = ' I-1f где: /1- коэффициент расхода насадок, определяется по таблице 5.3; f - суммарная площадь сечения насадок, мм 2. (5.37) Таблица 5.3 H.

о/о Форма насадок Jl один Цилиндрические 0,64-0,66 два Конические 0,8-0,9 три у-образная щель 0,7-0,75 четыре Насадки с округлым входом и конусностью 100 40 семь 0,8-0,95.

149 Глава 5. Технологические исследования Таким макаром, суммарное давление в бурильном инструменте равно: i1pcy.

" = i1p т + i1p" + i1p, (5.38) 4. Вскрытие зон АВПД и оценка пластовых/поровых давлений по характеристикам бурения Момент приближения к зоне АВПД и момент вхождения в нее определяется для предупреждения выбросов пластового флюида. Задачка оценки величины пластовых давлений решается с целью определения и поддержания таковой плотности промывочной воды, которая обеспечивала бы безаварийную, с одной стороны, и более экономную, с другой стороны, проводку скважины. Если зоны АВПД, согласно прогнозным данным, встречаются в однообразном глинистом разрезе, то вскрытию коллекторов с аномально высочайшим пластовым давлением предшествует вскрытие однотонной толщи глин с аномально высочайшим поровым давлением АВПоД, т. е. переходной зоны.26 3. Приборы и аппаратура, применяемые при газовом каротаже Данный хроматермограф обладал низкой чувствительностью (10-2), что не удовлетворяло требованиям газометрии промывочных жидкостей. Для устранения этого недочета был сотворен и серийно выпускался много лет полевой хроматермограф ХГ -1 Г с пламенноионизационным сенсором. Он обеспечил точность измерения до 10-4 % для 6 предельных углеводородных компонент С \-С б Хроматермограф ХГ -1 Г работал на автоматических газокаротажных станциях АГКС-4АЦ, а потом и в первых серийно выпускаемых станциях ГТИ - сгт.

Вскрытие зон АНПД и оценка nnастовых/поровых давлений по характеристикам бурении Вскрытие пласта-коллектора под АВПД без предва рител ьной технико -технологи ческой подготовки делает опасность аварий и осложнений прямо до самой небезопасной из их - открытого фонтанирования. Вскрытие переходной зо ны не угрожает выбросом в связи с низкой проницаемостью пород, но так как флюид находится в ней под аномальным давле нием, появляется опасность осыпей, обвалов, вытека ния и выпучивания пород в ствол скважины. Вскрыти е скважинной з оны с АВПД представле но на рис. 5.2 (по Нестеровой т.н.). Начавшийся в прошедшем столетии научнотехнический прогресс,затронул все сферы геофизики. Основой прогресса послужили новые открытия в фундамен тальных науках и наступившая э ра компьютерных технологий. Конкретно эт и главные причины коренным образом изменили нефтегазовую геофизику. В переходной зоне, также в самой зоне АВПД наблюдается уве- 150.

152 4. Вскрытие зон АВПД и оценка nnастовых/поровых давлений по характеристикам fiурения личение градиента температуры. Это обосновано тем, что высокопористая флюидосодержащая зона с АВПД является температурным барьером для термического потока из земных недр за счет более низкой теплопроводимости пластового флюида по сопоставлению с теплопроводимостью скелета породы. Механическая скорость проходки есть функция параметров породы, режима бурения, типа и износа долота, также дифференциального давления меж скважиной и пластом. Понижение скорости проходки с глубиной отражает нрав уплотнения пород. Зоны не нормальных давлений, выставленные породами наименьшей плотности и большей пористости, вскрываются существенно резвее монолитов. Не считая того, завышенные пластовые давления обеспечивают понижение дифференциального давления при постоянной плотности промывочной воды, что также ведет к росту скорости проходки. Таким макаром, в зонах не нормальных поровых и пластовых давлений механическая скорость проходки возрастает по двум причинам: наилучшая буримость пород; понижение дифференциального давления. Барьер давления над зоной не нормальных давлений состоит из крепких, плотных, низкопористых И фактически непроницаемых пород. Вскрытие этих пород сопровождается понижением скорости проходки и надлежащими переменами черт шлама и керна. Мощность барьера давления обычно маленькая, от нескольких до 10-ов метров. Глинистые породы, содержащие флюид под АВПоД, разбуриваются намного резвее нормально уплотненной породы. Зрительно обвалообразование подтверждается возникновением больших кусков породы на вибросите. Пример отягощения, связанного с осыпями, приведен на рис.183 Пtава S.

153 Глава 5. Технологические исследования давлением. Плотность шлама из переход ной зоны существенно понижается, а общая пористость увеличивается. Более высочайшая пористость шлама обусловливает более высшую его газонасыщенность. С тем же связан рост газонасыщенности промывочной воды. Недоуплотненные глинистые породы под АВПоД при их вскрытии проявляют все признаки неустойчивости ствола. Они склонны к осыпям и обвалам, вытеканию и выпучиванию пород в ствол скважины, что отлично отмечается по данным технологических исследовательских работ. Мощность переходной зоны может быть достаточно значимой и составлять несколько сотен метров. Выделение зон аномально больших поровых давлений (АВПоД) и количественная оценка поровых давлений может выполняться в процессе бурения несколькими методами. Какой-то из них - измерение плотности горных пород по шламу и керну. Способ основан на уменьшении плотности глин в зоне АВПоД за счет понижения скелетного давления под действием внутрипорового давления пластового флюида. Для выделения зон АВПоД через каждые 3-5 м проходки в глинистых породах отбираются пробы шлама и определяется плотность глин (аргиллитов). При всем этом следует подразумевать, что определять пористость глин способом насыщения нельзя в связи с тем, что глинам, в отличие от песчаников, присуща закрытая, а не открытая пористость, т. е. в глинах (аргиллитах) все поры изолированы друг от друга, а значимая часть воды при сушке остается в поровом пространстве. Для определения поровых давлений строится график зависимости конфигурации плотности глин с глубиной. В общем виде эта зависимость для нормально уплотненных глин описывается уравнением: У Ш = а 10gН+b, (5.39) где а, Ь - коэффициенты полосы обычного уплотнения (тренда) глин; Н - глубина скважин, м. 152.

154 4. Вскрытие зон АВПД и оценка nластовых!поровых давлений по характеристикам бурения Расчеты коэффициентов а и Ь выполняются автоматом способом меньших квадратов до входа в переходную зону либо по результатам плотности глин в примыкающих скважинах месторождения. Направление полосы тренда может быть установлено и зрительно методом графической аппроксимации. Отклонение фактической плотности глин от полосы тренда в наименьшую сторону показывает на переходную зону (зону аномально больших поровых давлений). В данном случае расчет поровых давлений делается способом эквивалентных глубин. Эквивалентной глубиной именуется такая глубина, на которой скелетное давление равно скелетному давлению на данной глубине (в зоне не нормальных поровых давлений). Эквивалентная глубина определяется или графически (как скрещение вертикальной полосы из глубины с линией обычного уплотнения), или расчетным методом по формуле: Н:жв = Н(I- У шн -у ш], а Н (5.40) где у шн - плотность шлама по полосы обычного уплотнения, г/см три Формула для вычисления давления: gradp =ун (унжв -gradр )(1- уш, -уш) fи Ш Ш 1VI.Jt а. Н ' (5.41 ) н н.экв где: у ш и у ш - среднее значение плотности горных пород от поверхности до данной глубины и эквивалентной глубины соответственно, г/см три ; а - коэффициент. При интерпретации кривых плотности учитывается фактор глин, т. е. тип и количественное содержание глин в породе. Завышенное содержание монтмориллонита типично для аномально больших поровых давлений. По участкам более незапятнанных глин, встречающихся в разрезе, уточняется наклон полосы обычного уплотнения. 153.

155 Глава 5. Технологические исследования Определение момента приближения к зоне АВПД по характеристикам бурения основано на увеличении скорости проходки в зоне разуплотнения пород (низкая плотность и высочайшая пористость пород-коллекторов) и понижении дифференциального давления в системе «скважинапласт». Более известным, разработанным и нередко используемым на практике является способ d-экспоненты. Способ основан на зависимости скорости проходки от характеристик режима бурения (нагрузки на долото, оборотов ротора, поперечника долота), плотности промывочной воды, износа долота, параметров пород разреза (литологии), пластовых давлений. Оценка поровых/пластовых давлений делается средством расчета d-экспоненты. Расчет начинается за м до предполагаемой глубины залегания пластов с аномальными давлениями. d-экспонента рассчитывается по формуле: u 19-- d = 18,3n 199,67W' D (5.42) где: u - механическая скорость проходки, м/час; n - число оборотов ротора, об/мин; W - нагрузка на долото, тс; D - поперечник скважины, мм. Начальные данные u, n и W берутся усредненными, за один м проходки. Дальше рассчитывается d-экспонента, исправленная на воздействие плотности раствора (d s ) по формуле: d = d grаdрпля s у экв ' (5.43 ) где УЖВ - эквивалентная плотность промывочной воды С учетом утрат давления в кольцевом пространстве скважины. На величину d-экспоненты существенное воздействие оказывает из- 154.

Расчет режима течения в кольцевом пространстве в критериях насыщенной 2.2. Затяжки при подъеме. Подклинки сохраняются. Другие характеристики размеренны. Вероятен маленький рост момента. Другие характеристики размеренны. Р. Продолжить бурение 1-2 м.

Для исключения не нормальных отклонений от тренда, не связанных с поровым давлением, слева и справа от него инсталлируются границы обычных отклонений (обычно, в границах 5-10% от dj. Случайные точки, попавшие в эти пределы, в расчетах не употребляются. При подходе к предполагаемой зоне АВПД линия тренда экстраполируется в зону огромных глубин. Размеренное отклонение фактических значений d-экспоненты от полосы обычного уплотнения либо обычного износа значит начало переходной зоны. Аномальное пластовое давление определяется по соотношению фактических значений d-экспоненты (d s ) и d-экспоненты по полосы обычного тренда на данной глубине. Расчет пластового давления делается по формуле: grad Р IШ = grad.

UIН) :: (5.48) ( ) 1.2 Горное и пластовое обычное давления либо их градиенты берутся средние для данного района. Оценка пластовых давлений по способу п-iоg Для выделения пластов с аномальным давлением в породах, сложенных песчаниками, мергелями, карбонатами, существует способ a-iog. Как и предыдуший способ d-экспоненты, параметр сигма рассчитывается по характеристикам бурения. За м до предполагаемой зоны АВПД 156.

158 4. Вскрытие зон АВПД и оценка пластовых/поровых давлений по характеристикам бурения рассчитывается параметр общего напряжения горной породы: W O,5 n о. F: 20 5 = ;)25 + 0,28 (7-0,0 lн). t)' D (5.49) Поправка основного уравнения на дифференциальное давление дает параметр прочности горной породы: (5.50) где F - функция дифференциального давления в системе «скважинапласт». (5.51 ) где: м = О,Оl(уэкв - grаdpплj' Н; К= 3,25 г- "А t Приобретенные значения параметра прочности горных пород Fo строятся на графике зависимо от глубины. Точки, расположенные слева от результирующей кривой, демонстрируют пористые породы, а справа - непроницаемые зоны (в главном глинистые породы). Общая тенденция конфигурации Fo с глубиной выражается в виде прямой полосы, которая представляет собой эталонную крепкость горных пород под обычным давлением. Уравнение для тренда имеет вид: гcr: = ан + Ь, (5.53) где га: -значение параметра на полосы обычного тренда. 157.

159 Глава 5. Технологические исследовании Построение тренда, расчет коэффициентов а и Ь и Fr делается аналогично таким же расчетам в d-экспоненте. Если кривая прочности горной породы отклоняется на лево от эталонной прямой, это значит вход в зону АВПД. Градиент пластового давления равен градиенту обычного гидростатического давления, когда его значения находятся справа от тренда. При отклонении на лево градиент пластового давления рассчитывается по формуле: 20u-F ) grad.p = у F: - -

'-(2 - "\jg rr ). н F: F: (5.54) При интерпретации кривых cr-log появляется необходимость создавать сдвиги тренда. Сдвиг, характеризующийся конфигурацией коэффициента Ь в уравнении полосы тренда, может быть вызван различными причинами: - геологическими (складки, несогласное наслоение, изменение литологии и т. д.); - технологическими (другой тип долота, отбор керна, другой метод бурения, существенное изменение режима бурения и т. д.); - случайными (гидроразрыв пласта, зашламление забоя, скопление на забое металла и т. д.). Начальная графическая интерпретация делается методом вычерчивания огибающей кривой го фактических значений по правым последним точкам, которая может быть кривой линией либо состоять из частей. Потом строятся полосы обычного износа раздельно для каждого долбления аналогично способу d-экспоненты. Соотношение фактических значений го и F по полосы обычного износа есть функция пластового давления. В современных компьютеризированных станциях ГТИ изложен- 158.

160 5. О[;]JожненИR в процессе бурение скважин ные способы оценки пластовых давлений по характеристикам ГТИ реализованы программно. 5. Отягощения в процессе бурения скважин к осложнениям относятся: 1. Газонефтеводопроявления пластового флюида (ГНВП). По интенсивности различаются: переливы, выбросы, фонтаны. 2. Поглощения промывочной воды. По интенсивности различаются: частичные, полные, трагические, гидроразрывы пласта. 3. Неустойчивость ствола скважины. Проявляется в виде: осыпей и обвалов стен скважины, образовании желобов, уступов и козырьков, каверн, сальников. 4. Прихваты бурильного инструмента в скважине. Различаются прихваты вследствие неустойчивости ствола и прихваты сторонними предметами. 5. Трагедии с бурильным инвентарем. Промывы бурильных труб, неисправности насосов, трагедии с долотом и т. д. Газонефтеводопроявления Проявлением именуется самопроизвольный излив промывочной воды И пластового флюида различной интенсивности через устье скважины. Пластовый флюид из пласта в скважину может поступать как при давлении в скважине ниже пластового, так и при положительном дифференциальном давлении. Отрицательный перепад давления меж скважиной и пластом появляется: 159.

161 Глава 5. Технологические исследования - или при неизменном скважинном давлении и превышении над ним пластового давления; - или при сохранении пластового, но при случайном понижении давления на забой. В первом случае действуют геологические предпосылки, обусловленные приемущественно недостаточной изученностью разреза, т. е. наличием не предусмотренных проектом зон АВПД, локальных залежей с газом, тектонических нарушений. Во 2-м - причинами являются: низкая плотность промывочной воды (ошибка в проекте), несоблюдение технологического режима проводки (превышение скорости подъема бурового инструмента, падение уровня раствора в скважине, высочайшей вязкости раствора и т. д.) Давление на забой и стены скважины складывается из гидростатического давления и разных составляющих гидродинамических давлений. Гидростатическое давление определяется плотностью и высотой столба промывочной воды; уменьшение этих величин ведет к понижению гидростатического давления, а как следует, и давления на забой. Плотность промывочной воды может быть ошибочно запланирована из-за неведения фактической величины пластового давления, также может произвольно снизиться в процесс е бурения вследствие недостаточной дегазации раствора либо установки ванн. Высота столба промывочной воды понижается в итоге недолива скважины при подъеме инструмента, поглощения раствора и гидроразрыва пласта, также вследствие резкого падения уровня в кольцевом пространстве при сломе оборотного клапана в процессе спуска обсадной колонны. Гидродинамические давления на забой и стены скважины появляются в процессе циркуляции промывочной воды, подъема и 160.

162 5. Отягощения в процессе бурения скважин спуска инструмента, также при резком торможении инструмента и резком запуске насоса. Поступление пластового флюида из пласта в скважину под действием перепада давления подчиняется законам фильтрации. Таким макаром, понижение забойного давления ниже пластового вследствие понижения гидростатического либо гидродинамического давления приводит к появлению притока из пласта либо к росту его интенсивности, если проявление уже имело место. При положительном перепаде давления в скважине над давлением в пласте пластовый флюид поступает в скважину совместно с частицами выбуренной породы, большая скорость такового поступления приблизительно пропорциональна механической скорости проходки. Не считая того, флюид может поступать в итоге диффузии через проницаемые стены, под действием капиллярного и осмотического давлений. Интенсивность такового притока обычно невелика, если нет долгих перерывов в циркуляции. Таким макаром, пластовый флюид может поступать в скважину как разовыми порциями (пачками) при разработке краткосрочных критерий для его «подтягивания» из пласта, так и безпрерывно. Непрерывное поступление в малых объемах за счет диффузии, осмоса и т. п. делают фоновые газопоказания, а непрерывная фильтрация из пласта классифицируется как приток пластового флюида. Геалого-геохимические исследованиii Шламограмма Составляется по результатам зрительного определения Beuцeственного состава. В нее заносится процентное содержание литологических разностей в пробе шлама с учетом основной и обвальной породы. Карбонатность Колонка строится в форме заполненной гистограммы. Суммарное количество доломита, кальцита и нерастворимого остатка (НО), определенного с помоuцью карбонатомера, принимается за 100%. В итоге этого давление на стены скважины, создаваемое столбом газированно- 161.

163 Глава 5. Технологические исследованин го раствора, миниатюризируется, разность меж пластовым давлением и давлением в скважине растет, что содействует интенсификации притока газа из пласта. Как порция газированного раствора оказывается на глубине нескольких сот метров от негерметизированного устья, начинается бурное расширение газа; при всем этом часть раствора может быть выброшена из скважины, и давление на ее стены скачкообразно уменьшится. В случае притока нефти с растворенным газом расширение газа начнется с момента перехода его в свободное состояние, т. е. при давлении, равном давлению насыщения. Таким макаром, скважина зависимо от состояния системы «газ - промывочная жидкость» может быть разбита на две зоны: нижнюю, в какой происходит растворение, и верхнюю, в какой выделяется газ. При нахождении газа в нижней зоне давление столба раствора не отличается от давления, создаваемого негазированной жидкостью, а подъем газированного раствора в верхнюю зону приводит к понижению гидростатического давления на забой и представляется небезопасным исходя из убеждений выброса. Установить момент поступления локальной газовой пачки в промывочную жидкость И совершенно точно оценить последствия фактически очень тяжело. На теоретическом уровне в данный момент должно указывать увеличение скорости потока раствора на выходе из скважины и уровня в рабочей емкости, при этом независимо от отсутствия либо наличия циркуляции. Фактически момент поступления пластового флюида в скважину отмечается на диаграмме уровня промывочной воды В рабочей емкости через некое время, которое находится в зависимости от чувствительности уровнемера и интенсивности притока. Во время перерыва циркуляции на проявление показывает, сначала, индикатор скорости потока промывочной воды на выходе (в желобе). 162.

164 5. Отягощения в процессе 6ур.

нин скважин в процессе циркуляции дополнительным косвенным признаком поступления флюида из пласта будет служить изменение давления на входе в скважину. Момент поступления на теоретическом уровне отмечается ростом давления вследствие лишнего объема прокачиваемого раствора. Такое изменение давления длится до того времени, пока не наступит понижение давления в итоге понижения плотности раствора за счет его газирования и подъема газовой пачки к поверхности. Зависимо от состава поступившего в ствол скважины флюида понижение давления может наступить ранее либо позднее. Многокомпонентный состав пластового газа (с разными температурами и давлениями перехода в газообразное состояние компонент) и неизменное повышение объема газовой пачки являются предпосылкой того, что газовая пачка в растворе при подъеме к устью приобретает огромную протяженность «по времени» и длине. 1-ая порция газированного раствора может поступить в насос ранее, чем основная пачка достигнет устья. Это событие позволяет найти газ в растворе еще до выхода основного его объема на поверхность и возникновения прямых признаков газа, так как при захвате насосом газа резко понижается коэффициент заполнения насоса. Таким макаром, признаки газопроявлений по данным ГТИ приведены в таблице 5.6. При циркуляции подход пачки газированного раствора к устью характеризуется падением давления, достигающим наибольшей величины при попадании облегченного газированного раствора в буровой насос. Увеличение уровня в емкости начинается при подходе пачки газированного раствора к устью, когда повышение объема этой пачки становится значимым. Наибольшая величина объема наблюдается в момент выхода пачки на поверхность, потом она может понижаться. Скорость потока промывочной воды на выходе в связи с низкой чувствительностью индикатора потока совершенно точно показывает только 163.

165 Глава 5. Технологические исследования на момент выхода пачки из затрубья. Значимые объем и газонасыщенность пачки дают высокоамплитудные колебания на кривой потока на фоне общего их роста. Малые по объему и газонасыщению пачки вообщем могут не зарегистрироваться на кривых потока и уровня промывочной воды. Таблица 5.6 Признаки газопроявлений по данным ГТИ Технологический параметр Реагироваиие Примечание Давление на входе Уровень в приемных емкостях Скорость проходки Понижение Рост Рост Газосодержание П;lOтность раствора на выходе Рост Понижение При выходе пачки из затрубья При выходе пачки и3 затрубья Температура раствора на вы- ходе Понижение Электропроводность на выходе Рост При поступлении минерajlи301ынной пластовой воды Наличие положитеjlьно/ о бзланса ДОJlива при подъеме инструмента При СПО Скорость потока раствора на выходе Рост Наличие пере.тива рас- твора ИЗ устья При бурении При ВЫК;IЮ'lСШЮЙ циркуляции к бесспорным признакам газирования промывочной воды относятся увеличение его газосодержания и понижение плотности на выходе из скважины. Оба эти признака возникают при выходе пачки из затрубья. Соответствующим признаком газирования раствора является также понижение температуры промывочной воды на выходе из скважины либо 164.

166 5. Отягощение в процессе бурения скважин понижение темпа ее увеличения при выходе газированной пачки на поверхность вследствие выделения свободного газа. Присутствие в скважине газированных пачек промывочной воды, которые отмечаются увеличением газосодержания раствора и понижением его плотности при выходе на поверхность, но не дают увеличения объема в емкости, не является аварийной ситуацией и не просит принятия незамедлительных мер по ликвидации проявления и утяжеления раствора. Но это должно быть настораживающим фактором, требующим усиления контроля за поведением скважины в процессе ее углубления. При превышении газосодержания промывочной воды на 10% (по отношению к фоновому) нужно дать рекомендацию буровой бригаде на остановку циркуляции и наблюдение за скважиной в течение 3-5 мин. Если нет перелива в желоб, найти природу вышедшей на поверхность газовой пачки. Если наблюдается перелив промывочной воды через устье - приступить к ликвидации гнвп. Основная задачка для предупреждения выброса в этом случае заключается в незамедлительной дегазации раствора, отсечении обнаруженной газовой пачки от циркуляции и недопущении повторной закачки ее в скважину. Если же пачка газонасыщенного раствора приводит к увеличению уровня в емкости, т. е. имеет значимый объем, то требуются незамедлительная герметизация устья и, может быть, утяжеление раствора. Найти и оценить непрерывное поступление (приток) пластового флюида можно по этим же признакам, по которым находится присутствие газированных пачек раствора в скважине. О. Поиск хорошей нагрузки. Расчет рейсовой скорости и цены метра проходки, поиск экстремумов.

Технологические исследовании временно с описанными признаками (либо несколько ранее) наблюда ются ре з кое увеличение механической скорости проходки и изменение (почаще повышение) вращающего момента на роторе. Приток пласто вого флюида в скважину является более небезопасной ситуацией в процессе бурения и просит немедле нной герметизации устья и утяжеления раствора дл я прекращения даль нейшего притока из пласта и ликвидации проявления в исходной стадии, не допуская выброса. Пример приведе н на рис в р Е м Я г Л У Б И Н А о о о WlCp. На!р. р", па о QIoWX.. Nt 70 О 30 0 О u.. Wt О r1n. dса З 1.5 У. ех."'" 100 О T.IWx, е T.

JlolC,. $о О r.t )'ll.xp08., " А М Е Т К И 6:00 6:30 в i'нjeoвant кличе, ,0 1oI181.

---- д о пятнадцать f 7:00 7:30 8:00 9:30 - '!1>] ЗО98 10: : : :00 Рис Газопроявление в процессе бурения Поступление пластово го флюида из п ласта в скважину может быть обосновано понижением забойного давления за счет э ффекта 166.

168 5. Оl:lIожненин в процессе бурения скважин свабирования при подъеме колонны. Подклинки отсутствуют. Момент снизился и равен моменту при холостом вращении инструмента. Р. Продолжить бурение с постепенным повышением нагрузки до плановой. Контроль за проявлениями во время подъема инструмента осуществляется методом сопоставления объемов металла поднятых труб и объема доливаемого раствора. Долив контролируется по уровню раствора в доливочной емкости (либо рабочей, если долив осуществляется насосом). Таким макаром, при подъеме инструмента признаками проявления являются наличие положительного баланса меж объемом долитого в скважину раствора и объемом стен поднятых труб и наличие потока раствора в желобе. Обычно допустимый баланс, равно как и допустимое количество свеч, поднимаемых без долива, определяются заблаговременно для каждого небезопасного интервала исходя из условия недопущения понижения уровня раствора в скважине ниже неопасного (т. е. понижения гидростатического давления не ниже пластового ). При подходе пачки к устью и выходе ее на поверхность можно по ряду косвенных признаков найти вид поступившего в скважину пластового флюида. Плавное и непрерывное изменение характеристик (понижение давления, повышение уровня в емкости, понижение плотности и увеличение газосодержания раствора на выходе, уве- 167.

169 Глава 5. Технологические исследования личение потока) свидетельствует о поступлении водянистого флюида (нефти либо воды). Газирование раствора дает нестабильную, но более колоритную картину всех аномалий. При всем этом на всех кривых на фоне обрисованных конфигураций наблюдаются колебания. В особенности ярко эти колебания выражены на кривых потока (запись припоминает пилообразную кривую с широкой амплитудой) и плотности (разброс значений в огромных границах) при выходе газа на поверхность. Понижение температуры раствора на выходе либо темпа ее увеличения типично только для выхода газовых пачек, водянистый флюид очевидной и конкретной картины в данном случае не дает. Очень соответствующие признаки дает изменение удельного электронного сопротивления промывочной воды на выходе. Если выход на поверхность нефти и газа отмечается увеличением сопротивления раствора, то поступление минерализованной воды дает обратную картину - наблюдается резкое понижение сопротивления. В особенности это типично для высокоминерализованной пластовой воды. Если же в раствор поступил рассол либо рапа, то, обычно, на выходе возникает пачка раствора с нарушенной неоднородной структурой. Глушение проявляющей скважины заключается в подмене газированного раствора на незапятнанный раствор с плотностью, достаточной для того, чтоб сделать на пласт требуемое лишнее давление. Существует ряд способов глушения: задавка на поглощение, способ бурильщика, способ ожидания и утяжеления, непрерывный способ и т. д. Реализация всех этих способов базирована на анализе устьевой инфы, получаемой в процессе газонефтеводопроявления и при герметизации устья. Основная информация для этого - приращение объема раствора в емкостях, давление в бурильных трубах, давление в затрубном пространстве скважины. Конкретно на базе этих данных определяются требуемая плотность раствора для глу- 168.

Для разбивки на секции следует знать характеристики каждой секции бурильной колонны и каждой секции обсадной колонны (длина, поперечникы). Пример разбивки на секции приведен на рис С('КЦИЯ б:урильная. о.:юнна обса>t;нан fiо.;юнна два СС"':ЦИЯ три СЕ'КЦИЯ четыре С("h:ЦИЯ открытый СТВОЛ Рис Разбивка скважины на секции 143.145 Глава 5. О.С Наблюдалась случайная подклинка, связанная с формой забоя либо попаданием осколка породы под долото Вновь возникают высокоамплитудные роста момента и подклинки. Скорость проходки понижается. Р.

171 Глава 5. Технологические исследовании наибольшей величины Ртах; - в процессе вымывания газового пузыря понижается линейно и после окончания вымывания становится равным сумме лишнего давления в трубах и дополнительного перепада давления llp; - от начала закачки утяжеленного раствора до заслуги им долота остается неизменным; - по мере подъема утяжеленного раствора к устью понижается до величины llp. При способе ожидания и утяжеления, когда глушение осуществляется за один цикл промывки, давление на насосах изменяется так: - по мере подъема газовой пачки до момента заслуги утяжеленным веществом долота давление понижается; - до выхода утяжеленного раствора из затрубья давление остается неизменным. Давление в колонне меняется последующим образом: - плавненько вырастает до наибольшей величины при подходе газовой пачки к устью; стремительно понижается по мере вымывания пачки; понижается до нуля по мере подъема утяжеленного раствора к устью. Геологическая промывка в течение полуцикла по кольцу. О. Контроль промывочной воды на выходе и анализ шлама. чистка раствора от шлама По данным анализа шлама и раствора коллепор отсутствует. О.с.

172 5. Dс.лОlllНения в процессе бурения скважин тате такового превышения промывочная жидкость, преодолевая местное гидравлическое сопротивление, будет просачиваться в трещинкы, каверны и поры пород. Поглощение вызывается как геологическими, так и технологическими причинами. Поддержание данной температуры в сушильной камере обеспечивается трактом автоматического регулирования, включающим в себя датчик температуры, терморегулятор и инфракрасный нагреватель. Устройство гидростатического взвешивания создано для измерения объема мокроватого эталона горной породы, методом поочередного взвешивания эталона в воздухе и в воде. 17.19 Глава 2. Аппаратные средства ГТИ Устройство насыщения создано для насыщения образцов горных пород (шлам, керн) водой под вакуумом. Гидростатическое давление может быть повышено в итоге планового либо случайного повыщения плотности раствора. Плановое повыщение обусловливается ошибкой в проекте, а случайное - недостаточной чисткой раствора от щлама и значимой фильтрацией водянистой фазы раствора в пласт. Предпосылкой поглощения и даже гидроразрыва пласта может служить рост давления в закрытой скважине в процессе ликвидации газонефтеводопроявления. Обычно, допустимое давление на устье при глушении скважины регламентируется как прочностью обсадной колонны, так и давлением гидроразрыва пласта. Дополнительные гидродинамические давления в скважине появляются при спуске инструмента, резкой его остановке, включении насосов, проработке ствола, спуске обсадных колонн, их цементировании, при менении смесей с высочайшими вязкостью и напряжением сдвига. Величина этих давлений обоснована скоростью движения инструмента, размерами кольцевого зазора, расходом и реологическими качествами раствора. К технологическим причинам поглощений следует также отнести рост давления в скважине при защламлении, обвалах пород и при образовании сальников на инструменте. 171.

173 Глава 5. Технологические исследования Обычное превышение забойного давления над пластовым не всегда приводит к поглощению. Обычно, нужно превысить некое изначальное давление, чтоб началась фильтрация в пласт. Это давление больше пластового и именуется давлением начала поглощения. Величина давления начала поглощения зависит как от технологических, так и от геологических причин. К технологическим факторам относятся тип промывочной воды, его реологические и фильтрационные характеристики. Случайное понижение вязкости и рост водоотдачи раствора могут существенно повысить фильтрационные утраты. К геологическим факторам относятся наличие, размеры и тип каналов фильтрации пласта, литологический состав пород, также величина пластового давления и вид пластового флюида. Более подходящие условия поглощения создаются при вскрытии карбонатных коллекторов высочайшей проницаемости с аномально низким пластовым давлением. Естественные каналы либо среды, по которым движется промывочная жидкость при поглощении, обычно представлены сообщающимися порами, трещинками, кавернами и карстовыми полостями. Проницаемые пласты могут быть представлены трещиноватокавернозными, пористыми и мелкопористыми отложениями. Пористая и в особенности мелкопористая среды характеризуются достаточно высочайшим давлением начала поглощения, при этом сначала фильтрация идет по самым большим порам среды, потом по мере роста давления в процесс фильтрации вовлекаются все более маленькие поры. Этот процесс сопровождается кольматацией пор жесткой фазой промывочной воды. Глубина, также продолжительность кольматации и возможность образования корки будут зависеть от соотношения меж размерами каналов фильтрации и частиц жесткой фазы раствора. Давление начала поглощения в трещиновато-кавернозных породах близко к пластовому, потому в их поглощение начинается 172.

174 5. DСЛОlIlНенин в процессе бурения скважин фактически после маленького превышения забойного давления над пластовым. Процесс кольматации в таких средах затруднен изза низких гидравлических сопротивлений среды и большой глубины проникания раствора. Признаки по данным ГТИ приведены в таблице 5.7 Таблица 5.7 Признаки поглощений по данным ГТИ ТеХНОЛOI'ический параметр Реагирование Примечание Уровень в приемных емкостях Понижение Скорость проходки Рост Резкий Плотность раствора на выходе Рост Расход на выходе Понижение Давленис на входе Понижение Вероятны колебания Вращающий \10мент на Пики вследствие зашламроторе Изменение ления забоя ТС\1I1ература раствора на выходе Понижение Наличие ОТРИЩlТсльного ба"lанса вытеснения раствора при спуске колонны При СПО Прямым и конкретным признаком поглощения является понижение уровня промывочной воды В емкостях. Этот признак действителен только при наличии циркуляции. При отсутствии циркуляции понижение уровня в скважине может быть отмечено только зрительно, так как не делается измерение уровня в затрубье. 173.

175 Глава 5. Технологические исследования Вскрытие всасывающего интервала в процесс е механического бурения отмечается резким ростом механической скорости проходки, конфигурацией вращающего момента и одновременным (а может быть, и несколько запаздывающим) падением уровня раствора в рабочей емкости. Очень соответствующей и очень небезопасной ситуацией (относительно чертовских поглощений) является вход в сильнокавернозные, закарстованные породы с низким пластовым давлением. При их вскрытии резкий рост скорости проходки выражается в провалах инструмента, а падение уровня в емкости начинается фактически сразу с провалами и сходу с большой интенсивностью. Предстоящее вскрытие такового интервала может привести к потере циркуляции. Обычно, при маленький интенсивности поглощения (до 5-6 м три /ч) бурение длится в критериях частичного поглощения. Косвенным признаком поглощения является понижение давления раствора на входе в скважину. Давление - функция расхода в квадрате, потому даже маленькое понижение расхода раствора в затрубье вследствие ухода его части в пласт даст приметное понижение давления на стояке, так как гидродинамические утраты давления в кольцевом пространстве есть составляющая общего давления на насосах. Очередной важный признак поглощения - колебания давления на общем фоне его понижения. Колебания, разумеется, связаны с повсевременно действующей гидродинамикой в системе «пласт - скважина». В исходный момент поглощения давление понижается по описанной чуть повыше причине. Но понижение гидродинамического давления в затрубье ведет к понижению общего забойного давления и, соответственно, дифференциального меж скважиной и пластом, что безизбежно при водит к понижению интенсивности фильтрации в пласт и к следующему увеличению давления. Таковой знакопеременный процесс конфигурации интенсивности поглощения вызывает колебания давления. 174.

176 5. Отягощения в процессе бурения скважин Другим косвенным признаком поглощения является понижение температуры раствора на выходе из скважины. Температура понижается в итоге неполного термообмена со стенами скважины, так как не весь раствор участвует в циркуляции. Вскрытие зоны поглощения (бурение в критериях частичного поглощения) может про исходить с изменяющейся интенсивностью поглощения. Этот признак - изменение во времени интенсивности поглощения - косвенно охарактеризовывает среду, в которую идет поглощение. Понижение интенсивности является результатом кольматации каналов фильтрации пласта жесткой фазой раствора и образования глинистой корки. Это наблюдается, обычно, при вскрытии мелко- и среднепористой сред. Неизменная во времени либо возрастающая по мере вскрытия интервала интенсивность поглощения свидетельствует о довольно большой проницаемости и слабеньком образовании корки, что типично для трещинно-кавернозной среды. Необходимо подчеркнуть, что бурение в критериях частичного поглощения существенно увеличивает опасность зашламления забоя из-за недостаточной скорости движения раствора и прихватов инструмента вследствие как зашламления, так и высочайшего дифференциального давления меж скважиной и пластом и образования толстой корки. В данном случае может показаться вторичный признак поглощения (как следствие зашламления) - рост давления на входе в скважину. Пример поглощения приведен на рис Контроль за поглощением промывочной воды в процессе спускоподъемных операций осуществляется методом сопоставления объема металла спускаемых в скважину труб и объема вытесняемой из нее промывочной воды. При определении расчетного объема вытеснения в качестве слагаемых учитываются обычные фильтрационные утраты и наличие пленки раствора на внутренней поверхности труб. 175.

177 !Лава 5. Технологические исследованив в р Е м Я г о WIp. 100 О PКXQ.II ГDК Нlawxo..e, wc 50 0 v x.w Л о НIrp PICXOr,I ГDК МI ш.8i. Nt. 70 О l"io.no3iмteт..м;nou, 50 А м У о р '" 100 20 Y.

1 Е Б Т И - К Н и Д - - 3:20 но + I8.

' i ", ::-. =:0'''''''' =''0''' ''"''''! r1 l1 ts1o один ",,- =. -1 Рис Прим е р погло щения в процессе бурения Признаком поглощения при спуске является уменьшение объема вытесняемого из скважины раствора относительно объема металла спускаемых труб. Такое соотношение может быть следствием : - поглощения локальной порции раствора под действием э ффекта поршневания, т, е, само погл ощение происход ит только при нал ичии дополнител ьной гидродинамической составляющей забойного давления, которое прекращается при остановке инструмента ; - непрерывного поглощения раствора пластом. Разл ичаются эт и ситуации при кропотливом зрительном контроле з а уровнем в скважине при непод вижном ин ст рументе. Понижения воздействия эффекта поршневания обычно достигают уменьшением скорости спуска инструмента, допустимая величина которой должна быть опре- 176.

178 5. DсложнеНИII в процессе бурениii скважин делена из условия недопустимости гидроразрыва пласта. По данным ГТИ можно найти давление начала поглощения. Физическую базу этого способа составляет зависимость интенсивности фильтрационных процессов от перепада давления. ГТИ осуществляются специализированнbiми партиями и отрядами в режиме круглосуточной работbi на скважине. Техническое обеспечение геолого-технологических исследовательских работ состоит из оборудования, расположенного конкретно на буровой установке, и регистрирующей аппаратурbi, находящейся в станции ГТИ. Создатель ВbIражает благодарность кандидату технических наук М.Г. Предпосылки неустойчивости ствола скважины можно поделить на геологические и технологические. К геологическим причинам относятся: - наличие в разрезе неуравновешенных пород, т. е. мягеньких, рыхловатых, слабосцементированных, высокопластичных, текущих, также трещиноватокавернозных и высокопористых пород (высокопластичные глины, текучие соли, слабосвязанные пески и аргиллиты); больщие углы залегания пород; тектонические нарущения; нередкое чередование пород с разными качествами. К технологическим причинам относятся: 177.

179 Глава 5. Технологические исследования недостающее гидростатическое давление в скважине; высочайшие гидродинамические эффекты при проведении разных работ; - несоответствие параметров промывочной воды свойствам разбуриваемых пород; нарушение технологии промывки скважины и технологии СПО; недостающая чистка промывочной воды от шлама; плохая сборка низа бурильной колонны; искривление ствола скважины. Осыпи стен скважины характеризуются постепенным попаданием в раствор рыхловатых и слабосцементированных пород, слагающих стены скважины. Обвалы, как более тяжкий случай осыпей, характеризуются значительными объемами попавшей в раствор породы. В случае насыщенного обваливания появляется опасность перекрытия кольцевого места, заваливания бурильной колонны, утраты циркуляции и прихвата. Желобообразование - это однобокое изнашивание (образование выработки) стены скважины (обычно, искривленного ее участка) при неоднократных СПО, проработках и т. п. Желоба делают опасность заклинивания и прихвата в их низа бурильной колонны. Кавернообразование характеризуется наличием естественных либо образованием искусственных глубочайших полостей в стенах скважины в итоге растворения неуравновешенных пород, таяния льда, также обрушения пород. Каверны делают опасность заклинивания, прихвата и слома инструмента. Не считая того, в кавернах могут накапливаться шлам и обвальная порода, которые потом обрушиваются в скважину. Каверны, обычно, меняются по размерам под воздействием фильтрата промывочной воды - увлажненная порода может перебегать из упругого состояния в пластичное и заполнять часть каверн, потом вымываться потоком промывочной воды. Этот процесс может происходить мно- 178.

180 5. DСЛОllшения в процессе бурения скважин гакратно, приводя в конечном итоге к повышению размера каверн и тем увеличивая опасность прихватов и сломов инструмента. Уступы и козырьки на стенах скважины могут образоваться при нередком переслаивании жестких и растворимых либо текучих пород. Уступы могут появляться также при переходе на вскрытие долотом наименьшего поперечника, забуривании нового ствола и т. п. В качестве при мера образования козырька можно привести ангидритовые нерастворимые пропластки в сильной толще солей. Козырьки делают опасность обрушения, также заклинивания и прихвата колонны. Сужения ствола скважины характеризуются уменьшением поперечника скважины в итоге набухания неуравновешенных глин и пластического течения глин и солей в ствол скважины. При непрохождении колонны через суженную часть появляется угроза прихвата. Образование пробок в стволе скважины связано приемущественно с обвалами и обрушением пород, с выкристаллизовыванием солей из промывочной воды на стенах скважины и бурильной колонне по мере подъема пересыщенного солью раствора в область низких температур и давлений, в особенности при длительном перерыве в циркуляции. Эти отягощения угрожают нарушением обычного режима промывки и потерей циркуляции, также заклиниванием колонны. Сальники образуются в итоге недостаточной чистки забоя и раствора, также наличия пластичных глин в разрезе. Расчет делается по формулам: t Б + t спо (5.4)Б +tспо)с( +С д С=, (5.5) h д где: h ll - текущая проходка на долото с начала долбления, м; I - текущее время механического бурения с начала долбления, ч; Б [спо - время спускоподъемной операции для данного долота, ч; С, - цена часа работы буровой установки, руб/ч; С д - цена долота, руб. Величина tc[1o определяется как сумма фактического времени спуска данного долота с учетом подготовительно-заключительных работ к спуску и нормативного времени подъема на данной глубине. Данные нормативного времени подъема инструмента, цены часа работы буровой установки и цены долота оператор получает у бурового мастера либо технологических служб УБР.

181 Глава 5. Технологические исследованин ситуацией, возникающей в процесс е проводки скважины, является зашламление забоя, т. е. скопление огромного количества шлама либо обвальной породы на забое. Как указывает практика, шламовый стакан на забое может достигать нескольких 10-ов и даже сотен метров. Шлам накапливается приемущественно из-за низкой подачи насосов, недостаточной для выноса породы. Но более важны при всем этом характеристики раствора, способность его задерживать породу во взвешенном состоянии. Не считая того, зашламлению содействует недостающая чистка раствора, при которой шлам повторно циркулирует, диспергируется до частиц, которые нереально удалить, при всем этом раствор загустевает, плохо поддается хим обработке и уже не делает собственных функций. К примеру, при содержании в растворе породы до 0,45 г/см три и глубине скважины три тыщи м скорость проходки понижается приблизительно на 80%. Признаки неустойчивости ствола скважины по данным ГТИ при ведены в таблице 5.8. Таблица 5.8 Признаки неустойчивости ствола скважины по данным ГТИ Технологический пара метр Реагирование Примечание Давление на входе Вращающий момент на роторе Скорость проходки Плотность раствора на выходе Рост Рост Понижение Рост Большой обвальный шлам на вибросите Затяжки и посадки при движении инструмента Плавный рост при осыпях, резкий при обвалах Возникновение высокоамплитудных пиков За счет недостаточной чистки в процессе механического бурения первыми признаками проявления неустойчивости ствола являются повышение давления промы- 180.

182 S. Осложненин в процессе бурения скважин вочной воды на входе в скважину и вращающего момента на роторе. Осыпи стен скважины характеризуются плавным повышением давления и маленьким повышением момента на роторе в исходном шаге. Если осыпи длятся существенное время, то это может привести к зашламлению забоя. В таком случае давление продолжает возрастать, и на фоне этого роста возникают колебания, а на кривой вращающего момента могут показаться высокоамплитудные пики, соответствующие для подклинок. Зашламление забоя приводит к возникновению затяжек при отрыве инструмента от забоя и посадок при постановке на забой. О. Контроль веса на крюке, давления на входе и момента на роторе. О. Соответствующим признаком зашламления забоя в процессе бурения вследствие как недостаточной чистки, так и осыпания стен скважины является понижение механической скорости проходки. Обвалы стен скважины, которые могут последовать за осыпями либо начаться в один момент, характеризуются теми же признаками, что и осыпи, но в данном случае наблюдаются резкое повышение давления из-за затрудненной циркуляции и его колебания, также возникновение высокоамплитудных пик на кривой вращающего момента. Посадки и затяжки инструмента появляются фактически сразу с ростом давления. Конкретно рост скорости проходки является первым признаком вхождения в переходную зону. Ускорение проходки приводит К возрастанию объема шлама на вибросите. В переходной зоне форма частиц шлама угловатая, скольчатая, размер шлама увеличен в 4-6, а часто в 10 раз по сопоставлению с той же породой под обычным 151.

Технологические исследования в г р Е М Я Л "" 100 10 О Oмa., ttk 50. У. а.8/>4,оо О 06ро1' OМI 7S Qu.. t/' 100 Т О.