Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 91

 

521 

 

Другая  причина  недействительности  методов  в  том,  что  нагрузка  на  золото  не 

превышает порога прочности породы и не разрушает её. Это часто случается при работе с 
алмазными  долотами  и  в  искривленных  скважинах,  где  легкие  долота  регулируют 
искривление ствола. 

3. Изменение крутящего момента. 

Крутящий  момент  постепенно  увеличивается  с  глубиной  в  связи  с  увеличением 

эффективного контакта стенки бурильной колонны в стенки скважины. 

Резкое  изменение  крутящего  момента  может  указывать  на  скручивание  бурильных 

труб,  блокированный  конус  на  золоте,  эрозию  на  бурильной  колонне  или  изменение 
пластового порового давления. 

Опытный  оператор  обычно  может  идентифицировать  проблему  использованием 

раствора с низкой плотностью, что увеличивает крутящий момент в переходной зоне, т.к 
увеличивается  объём  поступающего  шлама  в  ствол.  Сланцы  имеют  тенденцию 
препятствовать  вращению  золота,  зубья  долота  будут  захватывать  большие  порции 
породы  Если  вес  раствора  таков,  что  гидростатическое  давление  превышает  пластовое 
изменение  крутящего  момента  маскируется.  Не  просто  отличить  увеличение  крутящего 
момента в искривленных скважинах или с плавучих платформ. Здесь индикатором служат 
другие факторы. 

4.Изменение натяга. 

Когда  применяется  раствор  с  низкой  плотностью,  то  во  время  наращивания  в 

переходной  зоне  может  увеличиться  натяг.  После  спуска  рабочей  трубы  рекомендуется 
приподнять  инструмент  на  5-10  футов  (для  расхаживания  бурильной  трубы,  если  она 
прихвачена), отключить насосы и поднять рабочую трубу. 

Как  уже  объяснялось,  избыток  выбуренного  сланца  может  проникнуть  в  ствол  во 

время  прохождения  переходной  зоны.  Скважина    стремится  сомкнуться  вокруг  УБТ  и 
долота.  Бывали  случаи  отсасывания  золота,  для  освобождения  бурильной  колонны. 
Некоторые сланцы переходной зоны стремятся к текучести при перепаде давления, о чём 
говорят испытания в лаборатории Дарлея. Но и этот индикатор может быть замаскирован 
в искривленных скважинах и во время бурения с плавучих платформ. 

5. Зависимость давления, объема, температуры и датчик течения. 

Во  время  бурения  или  циркуляции  при  постоянной  скорости  насоса  количество 

закачиваемого  и    выходящего  бурового  раствора  должно  быть  одинаковым.  При  этом 

 

522 

сохраняется  постоянным  объём  раствора  в  амбаре,  если  в  наземную  систему  нет 
добавлений (т.е. воды, ПАВ,  утяжелителя и т.д.) и нет забора (промывка, потери раствора 
в грохоте в т.д.). 

Прирост объёма на поверхности, если не запланирован, является индикатором пласта 

с  аномально-высоким  давлением.  Другими  словами,  в  ствол  поступила  часть  флюида  из 
пласта.  В  этом  случае  количество  жидкости,  проходящий  по  нагнетательной  линии, 
увеличивается,  о  чём  свидетельствует  датчик  потока.  показания  датчика  течения  и 
давление,  объём  и  температура  первые  два  индикатора  выброса,  требуется  тщательное 
наблюдение за этой критической зоной. Определение выброса сразу же как он произошел 
даст  возможность  легче,  дешевле  в  быстрее  взять  его  под  контроль.  Несвоевременное 
обнаружение  выброса  приводит  к  усложнению  контроля  и    временны    в  денежным 
затратам  или  даже  ограничению  избыточного  давления  в  потере  контроля.  Иными 
словами легче прекратить выброс в 15 баррелей, чем в 50. 

6. Заполнение ствола. 

Во  время  подъёма  бурильной  колонны  из  скважины  объем  стали  в  стволе 

уменьшается. Зная размер и вес трубы или УБТ, можно рассчитать это уменьшение. 

Результатом  уменьшения  объёма  в  скважине  является  снижение  высоты  столба 

раствора,  что  в  свою  очередь  снижает  гидростатическое  давление  раствора.  Поэтому 
следует останавливать подъём через каждые 10 свечей и заполнять скважину раствором. 

Необходимый для этого объём обычно берется из резервуара для спуско-подъёмных 

операций или обычными буровыми насосами. Основная цель -  знать количество раствора, 
забираемое  для  заполнения  скважины  на  каждые  10-15  свечей,  поднимаемых  из 
скважины, и компенсировать его.   

Если  скважина  принимает  меньше  расчётного  объёме  вытеснения  на  определенное 

количество  поднимаемых  свечей,  значит  флюид  заполняет  ствол,  т.е.  выброс.  В  этом 
случае  необходимо  провести  исследование  и принять  срочные  меры,  а  именно:  спустить 
колонну до забоя немедленно с долотом,  но если скважина выходит из-под контроля, то 
лучше всего закрыть скважину. 

 
Б. Геология. 
1. Размер и форма выбуренной породы. 

Наблюдением  за  выходящими  на  поверхность  выбуренными  частицами,  за  их 

формой  и  размером  можно  решить  многие  проблемы,  в  том  числе  и  обнаружить 
аномальное давление. 

Обломки  сланцев  с  нормальным  давлением  небольшие  по  размеру,  плоские  с 

округленными  краями.  Из  переходной  зоны  обломки  больше,  с  острыми,  угловатыми 
краями, которые не следует путать с обломками прямоугольной формы. Небольшие блоки 
встречаются  в  некоторых  частях  необсаженного  ствола,  а  не  назабое,  который 
разрушается, неправильно используемой бурильной колонной или забойным устройством, 
размывающими ствол. 

2. Осыпающиеся сланцы и аномальное заполнение ствола. 

Обычно  плотность  бурового  раствора  в  разрезах  с  нормальным  давлением 

поддерживается  от  9,2  до  9,4  фунта/гал.  В  переходных  зонах  норовое  давление  обычно 
повышается  неравномерно. 

Если  плотность  раствора  не  увеличивается  соответствующий  объём  сланцев 

попадает  в  ствол  и  выносится  на  поверхность.  Проницаемость  сланцев  относительно 
низкая,  но  в  переходной  зоне  пористость  может  увеличиваться.  Выражается  это  в 
снижении  плотности  сланцев  и  обнаруживается  акустическим  каротажем,  в  котором 
интервал пробега волны в сланцах, заполненных водой поп давлением повышается. Если 
это  избыточное  давление  не  компенсируется  увеличением  гидростатического  давления, 
сланцы  будут  контактировать  со  стволом.  Этим  объясняется  увеличение  ствола  в 
переходной зоне и заполнение забоя выбуренными обломками и наращиванием и во время 
спуско-подъема. 

 

523 

3. 

Объёмный вес. 

Объёмный  вес  давно  интересует  исследователей,  но  до  середины  1960  г.  он  не 

использовался в качестве инструмента прогнозирования давления. Из публикаций видно, 
что в большинстве случаев переход от нормального до высокого давления наблюдается в 
сланцах, перекрывающих песчаник с адекватной проницаемостью для передачи давления. 

В 

процессе 

нормального  осадконакоплення  сланец 

уплотняется,  а  вода 

выдавливается  под  действием  добавляемого  горного  давления.  Пористость  сланцев 
снижается, плотность повышается с глубиной. 

Если  нормальное  осаждение  прерывается  созданием  изоляции,  или    если  резкое 

осаждение  прорывается  образованием  изоляции,  или  если  быстрое  отложение 
предшествует  выдавливанию  воды  из  сланца,  флюиды  будут  переносить  часть  горной 
нагрузки  и  иметь  повышенное  давление.  Поскольку  флюиды  улавливаются  у  сланцев 
пористость выше нормальной и плотность ниже нормальной. 

Если  плотность  контролируется  и  наносится  на  график  регулярно  по  мере  бурения 

скважины,  устанавливается  нормальная  тенденция  уплотнения  для  доминирующего 
пласта.  Во  время  проходки  изоляции  встречается  пласт  с  плотностью  выше нормальной, 
за которым следует пласт со снижающейся плотностью. 

Существует  мнение,  что  плотность  шлама  отличается  от  своего  первоначального 

состояния.  Степень  изменения  зависит  от  типа  используемого  раствора  и  промежутка 
времени нахождения шлама в стволе. Если этот промежуток длиннее нормального сдвига 
фаз,  шлам  начнёт  разбухать  и  будет  менее  плотным.  Снижение  плотности  объясняется 
адсорбцией воды. Это можно рассматривать как увеличение пластового давления, если не 
учтено  резидентное  время  в  скважине.  Это  происходит  только  при  использовании 
растворов  на  водяной  основе.  С  раствором  па  нефтяной  основе  изменения  очень 
незначительны.  Замена  раствора  на  водяной  основе  в  верхней  части  скважины  на 
нефтяную  основу  вызывает  сдвиг в  нормальном  тренде  сжатия.  Наклон не  изменяется,  а 
тренд  смещается  вправо.  Шлам  поглощает  очень  мало  нефти,  поэтому  плотность  не 
изменяется. 

4. Газы. 

Многие 

каротажные 

компании 

регистрируют/замеряют 

улавливаемые 

циркулирующим флюидом газы во время бурения по трём категориям: общее количество 
разбухаемых  газов  (называемых  фоновым  газом),  увеличение  газов  в  результате 
свабирующего 

действия, 

при 

наращивании 

инструмента 

(называемых 

газами 

наращивания)  и  газы,  регистрируемые  во  время  циркуляции  с  забоя  после  рейса 
(рейсовый газ). Регистрация этих газов осуществляется двумя датчиками 

 
А. 1) Общие горючие газы. 

Почти все каротажные компании используют  инструмент, основанный на принципе 

моста Уинстона  и отражающей  общие «единицы»   горючих газов. Датчик не калиброван 
и  одна  единица  газа  остается  не  установленной.  Тем  не  менее,  прибором  пользуются 
десятки лет и он по-прежнему дает представление об общих горючих газах, выходящих на 
поверхность из циркулирующего раствора. 

(2) Хроматограф. 

Этот  прибор  разбивает  газы  более  лёгких  углеводородов  процентным  объёмом  и 

точен  до  С

3

  компонента.  Прибор  тарирован  и  является  более  надёжным  и  лучше 

оценивающим,  чем  «горячий  канат».  Уже  есть  более  уравновешенные  варианты  с 
повышенной степенью точности показаний. 

На  сегодняшний  день  нет  корреляции  между  изменением  общего  горючего  газа  и 

хроматографическим анализом газов. Но в общем случае чем выше %-ный объём С, С

2

,  

С

3

,  тем выше показания общего горючего газа. 

 
Б. (1) Фоновый газ, 

 

524 

Это  общее  количество  улавливаемого  газа  буровым  раствором  при  разбуривании 

неразработанного  пласта  долотом.  Увеличение  фонового  газа  свидетельствует  о 
повышенной пластовой пористости и/или большей насыщенности порового пространства 
углеводородами.  Если  даны  метология  и  скорость  проходки,  увеличение  фонового  газа 
указывает на бурение в переходной зоне. 

(2) Газ наращивания. 

Это  увеличение  показаний  газа,  вызванное  свабирующим  действием  движения. 

бурильной колонны при наращивании инструмента. IIодъём бурильной колонны вызывает 
значительное 

снижение 

эффективного 

забойного 

давления 

по 

сравнению 

с 

гидростатическим  давлением  столба  бурового  раствора.  Снижение  гидростатического 
давления может привести к поступлению пластовых флюидов в скважину. Небольшое, но 
постоянное количество газа наращивания является очень хорошим индикатором того, что 
пластовое  давление  чуть-чуть  меньше гидростатического,    а  постоянное  увеличение  газа 
при  каждом  наращивании  указывает  на  повышение  пластового  давления.  В  сочетании  с 
фоновым газом - это хороший инструмент обнаружения аномального давления. 

(3) Рейсовый газ. 

Это  увеличение  газа  во  время  циркуляции  забоя  после  рейса.  Период  времени,  за 

который регистрируется рейсовый газ, дает представление  о миграции газов в кольцевом 
пространстве.  Этот  параметр  используется  так  же,  как  и  газ  наращивания,  но  не  столь 
полезен из-за интервала между рейсами. 

5. Ион хлорида. 

Растворённые  в  пластовой  воде  твёрдые  вещества  часто  сравниваются  с  общей 

концентрацией  хлоридов,  соленостью.  Соленость    (минерализация)  воды  в  сланцах 
увеличивается с глубиной в нормально уплотненном бассейне, но снижается в переходной  
зоне.  В  нормально  уплотненных  пластах  минерализация  воды  в  песчаниках  имеет  ту  же 
тенденцию, но концентрация её больше, чем в сланцах. В переходной зоне минерализация 
песчаника  и  сланцев  почти  одинакова.  Изменение  минерализации  фильтрата  бурового 
раствора, измеряемая для обнаружения аномального давления, может быть неоднородным 
с глубиной и во времени и может дать ошибочное указание на переходную зону. 

Даже если соотношение песчаника/сланцев в бассейне дает равномерное увеличение 

минерализации пластовой воды в нормально уплотнённой зоне, титрометрические методы 
расчёта минерализации фильтрата бурового раствора будут не адекватны. 

Компании,  проводящие  каротажные  работы,  указывают,  что  замеры  сопротивления 

бурового  раствора  для  определения  изменения  минерализации  пластовой  воды, 
безуспешны,  как  и  замеры  изменений  сопротивления  во всасывающих  и  нагнетательных 
линиях. 

6. Катионный обмен

. 

Во время сжатия вода из сланцев выдавливается, уплотняя их при увеличивающейся 

нагрузке вышележащих пород. Сланцы, состоящие из глинистых минералов, при сжатии 
претерпевают минералогические изменения. 

В результате диагенеза монтмориллонита в иллит ожидается непрерывное снижение 

монтмориллоноидного  содержания  с  глубиной.  Высокая  температура  в  переходной  зоне 
снижает  содержание  монтмориллонита  быстрее.  Поэтому  такие  зоны  избыточного 
давления будут в основном содержать иллит в качестве глинистого минерала. 

Прямое  измерение  катион-обменной  способности  сланцев,  взятых  из  грохота, 

производится  с  помощью  стандартного  титрования  метиленовой  синькой.  Этот  метод 
называется  еще  «испытание  метиленовой  синькой»    или  МВТ.  График  результатов  МВТ  
должен  определить  снижение  с  глубины    в  нормальной  зоне,  и  резкое  снижение  в 
переходной  зоне.  Этот  метод  качественный  и  не  свободен  от  недостатков.  Наиболее 
сложно отобрать  пробу сланца. 

7. Температура нагнетательной линии. 

Температура  в  нагнетательной  линии  -  прекрасный  индикатор  переходной  зоны. 

Поскольку на неё влияют определенные переменные, то необходимо применять график но