Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 92

 

525 

всей длине.  К переменным относятся: 1) вес раствора, 2) содержание твёрдых веществ, 3) 
реологические  свойства,  4)  скорость  циркуляции,  5)  геометрия  ствола.  График  по  всей 
длине  строится  по  определению  измене  температуры  в  нагнетательной    линии, 
вызываемых  изменением  переменных,  а  не  пластового  давления.  Причина  и  величина 
этих  изменений  наносится  на  график,  которые  затем  прибавляются  или  вычитаются  из 
действительных  показаний.  Устанавливается  нормальное  направление  с  определением 
отклонения  от  него.  График  по  всей  длине  дает  кривую,  рис.  19.  Между  высокими  и 
низкими  точками  разница  в  5-6  градусов.  Высокие  точки  отражают  бурение  пористых 
пород,  содержащих  флюиды,  а  низкие  точки  -  результат  разбуривания  более  плотных 
пород. 

На рис. 19 точкой А обозначено уменьшение температуры нагнетательной линии на 

уровне примерно 150-200 футов над изоляцией. Это снижение обычно равно 18-20. 

После разбуривания изоляции отмечается очень резкое увеличение температуры: 30-

35 со времени разбуривания изоляция до появления пористой зоны. 

 

Рис.19. 

Понижение температуры над изоляцией объясняется двумя условиями: 
1. Пористая переходная зона ниже изоляции давления содержит больше флюида, чем 

пласт  с  нормальным  давлением  над  ними.  Поэтому  флюид  является  изолятором, 
препятствующим  движению  потока  тепла.  Породы  ниже  переходной  зоны  будут  иметь  
повышенную  температуру. 

2 Совершенной изоляции давления нет, небольшие количества газа проскальзывают 

из  зоны  под  давлением  в зону  с  нормальным давлением.  Проскальзывающий газ  быстро 
расширяется  (по  своему  действию  идентичен  холодильнику  или  кондиционеру)  и 
охлаждает пласт над изоляцией. При разбуривании изоляции зоны эффект  усиливается и  
хорошо виден на графике постоянной регистрации температуры. 

Многочисленные  промысловые  исследования  перепада  температур  нагнетательной 

линии и приемного амбара  не дали заметного результата из-за переменных, влияющих на 
температуру  приемного  амбара,  а  именно:  1)  объём  добавляемой  в  раствор  воды,  2) 
оборудование  регулирования  свойств  бурового  раствора  (обессоливатели,  дегазаторы  и 

 

526 

центрифуги),  3)  окружающая  температура,    4)  объём  раствора  в  амбаре,  5)  степень 
смешивания. Проследить за этими переменными очень трудно. 

В  настоящее  время  для  точного  расчета  пластового  давления  нельзя  использовать  

изменения температуры в нагнетательной линии из-за большого количества влияющих  на 
неё переменных и разного температурного градиента на каждой графической площади. 

Однако эти изменения указывают на происходящие изменения, а другие индикаторы 

давления  должны  регулироваться  для  определения  изменения  и  степени  пластового 
давления. 

Выброс  - определяется как нежелательное поступление пластовых флюидов в ствол 

скважины  в  количестве,  достаточном  для  закрытия  её.  Условия  выброса  существуют, 
когда  гидростатический  напор    раствора  недостаточен  для  регулирования  аномально 
низкого  давления  в  проницаемых  пластах.  Это  условие  может  также  быть  результатом 
поглощения,  свабирования  не  неудачной  попытки  заполнения  скважины,  тогда 
необходимо поддерживать достаточный вес раствора. 

Выброс  можно  рассматривать  как  первый  метод  нахождения  переходной  зоны. 

Раствор держится на уровне 11,0-12,5 фунт/гал до проникновения в первый песчаник под 
давлением. После фиксирования выкида увеличивается вес раствора, скважина находится 
под контролем и устанавливается защитная обсадная  колонна. 

У  этой  методики  есть  очевидные  ограничения,  хотя  ею  пользуются,  когда 

замаскированы другие индикаторы предпочтительны другие методы. 

Наличие флюидов, загрязняющих  пласт. 
Наличие  нефти,  газа  или  воды  также  указывает  на  недостаточный  вес  бурового 

раствора.  Индикаторы  этого  состояния  включают  разгазирование  бурового  раствора, 
пластовой нефти в растворе, увеличение хлорида в фильтрате. 

 

Выводы. 

Параметры  бурения,  используемые  для  прогнозирования      пластового  давления, 

имеют свои плюсы  и  минусы и ни один метод не может считаться идеальным. 

Пластовое  давление  можно  оценить  с  точностью  по  0,2  фунта/гал,  но  точное 

уравнение,  отвечающее  всем  требованиям,  разработать  трудно.  Если  же  известны 
ограничения и величины, времени регулировки могут улучшить результаты. 

 

После бурения 

Существует  много  методов  как  прямых,  так  и  косвенных  для  подтверждения 

пластового давления после того, как скважина пробурена. 

Испытание испытателем пластов  - проводится для получения точной информации о 

продуктивности потенциальных залежей. Основная цель заключается в определении  типа 
флюидов, возможного темпа отбора и давление в скважине. 

Испытатель  пластов  -  это  бурильная  колонна,  служащая  проводником  для  подъема 

пластовых  флюидов  на  поверхность.  Интересующая  зона  изолируется  только  пакером, 
если эта зона на забое, или несколькими пакерами, если зона у устья. 

Давление в скважине  регистрируется автоматически в течение всего испытания. По 

интерпретации записи давления можно получить точное измерение  пластового давления. 

Испытание  статического  давления  в  скважине  при  закрытом  устье  -  проводится  на 

законченных    скважинах  в  течение  всей  их  жизни,  но  предпочтительнее  проводить 
испытания  на  нефтеразработанных  пластах.  Математический  метод  зависит  от  природы 
пластового флюида и продуктивного пласта и используется для преобразования давления 
при закрытом устье для аппроксимации  пластового забойного давления. 

Опенка каротажа, на талевом канате - каротаж в скважине после достижения общей 

глубины,  а  диаграммы  соседних  скважин  оцениваются    пластовое  давление  и 
устанавливают  зоны  с  подавлением.  Тип  информации  полезен  при  планировании 
последующих скважин. 

 

527 

Забойные  бомбы  давления  -  для  непосредственного    замера  пластового  давления  в 

забойных условиях. Обычно бомбы спускаются  с оборудованием на талевом канате. 

 

Базовая наука 

Усилие

 - определяется как произведение массы  и ускорения. Здесь ускорение равно 

силе тяжести, поэтому усилие выражается носом в флюидах. 

Плотность

 - это вес предмета, - делённый на объём, фунты/гал или фунт/фут?. 

Плотность 

 воды - 8,33 фунт/гал или 62,4 фунта/фут?. 

В  нефтяной  терминологии  плотность  -  это  вес  бурового  раствора  в  единицах, 

принятых для географической площади. 

Пример 1. 

Данные  :    5-ти  галоное  ведро  раствора  весом  55  фунтов.  Какова  его  плотность  в 

фунтах/галл? Вес ведра не учитывается  - 

5

55

 = 11,0 фунт/гал. 

Удельный  вес  предмета  -  это  плотность,  делённая  на  плотность  воды.  Уд.  вес  - 

безразмерная единица. 

Пример 1.2. 

Дано:  уд.  вес  раствора  1,4  -  каков  вес  этого  раствора в  фунт/гал.  Плотность  (ф/гал) 

уд.  вес  х  плотность  воды  (ф/гал)  =  1,4  х  8,33 =  11,7  ф/гал.    Давление  - определяется  как 
усилие на единицу площади, фунт/дюйм

2

  или фунт/фут?. 

 Пример 1.3. 

Каково давление  на манометре рисунка. 

Решение: давление 

 = 

2

10

20

дюймов

фунтов

 

Задача 1.3.

 Какое требуется усилие на небольшой цилиндр для удержания машины?  

 

 

Гидростатическое давление 

Гидростатическое давление можно определить как давление, испытываемое столбом 

жидкости,  в  результате  его  веса  и  вертикальной  длины  (Т.V.D.).  Обычное  ур-ние  для 
расчёта гидростатического давления, НР. 

Н.Р.  (рsi)  =  0,052  х  глубину  (ф)  х  M.W.  (фунт/гал)/0,052  -  это  единица 

преобразования 

Н.Р. (рsi) = D(ф) х M.W. 

2

2

44

,

1

1

48

,

7

дюйм

фут

фут

гал

гал

фунт





 

где 

фунт

дюйм

фут

фут

гал

052

,

0

44

,

1

1

48

,

7

2

2





  после сокращения Н.Р. (рsi) = (D х М.W х 0.052). 

Пример 1.4.

         МW = 12,8 фунт/гал 

ТD  = 14300 ф. 
T.V.D. = 13200 ф. 

Найти гидростатическое давление. 
Решение. 

НР = 0,052 х 12,8 х 14200 = 9,518                        на глубине замера. 

 

528 

НР = 0,952 х 12,8 х 13200 = 8,786                        на T.V.D.,погрешность 732 рsi 

Градиент давления

 - это прирост давления на фут глубины T.V.D.  

Градиент гидростатического давления рsi /фут = 0,052 х МW фунт/гал. 

Пример 1.5. 

Дано: Каков градиент давления раствора 12 фунт/гал. 
Решение: градиент = 0,052 х 12 = 0,624 рsi /фут. 
Нормальный градиент давления — любой площади основанный на столбе жидкости, 

присущей этой площади. 

Площадь 

Пластовый флюид 

Градиент 

Мексиканское побережье 

8,94 фунт/гал 

         0,465 рsi /фут 

Средне—континентальная   

8,33    -??- 

0,433 рsi  -??- 

 

Пример 1.6. 

Бурение  ведется  в  Южной  Луизиане  в  сланцах  нормального  давления  на  глубине 

7000 ф. Каково ожидаемое пластовое давление (Рf) ? 

Рf = 7000 х 0,465 = 3255 рsi 

Градиент  горного  давления

  -это  изменение  давления  на  фут  глубины,  вызванное 

действительным весом пласта и пластового флюида. В Южной Луизиане оно основано на 
20%  поровом  пространстве,  содержащем    воду  уд.весом  1,079  и  80%пластовом  сланце 
уд.весом 2,6. 

Поэтому объемный вес = (8,33 х 1,079 х 0,2)(8,33 х 2,6 х 0,8) 
                                         = 19,13 фунт/гал. 
Градиент  горного  давления  рsi  =  19,13  х  0,052  =  0,992  psi/фут  или    просто  1,0  рsi 

/фут. 

Градиент  может  изменяться  от  площади  к  площади  в  зависимости  от  %  порового 

пространства, плотности флюида и пласта, но чаще всего = 1,0 рsi/фут. 

Пластовое  давление  -  давление  флюида  внутри  порового  пространства  любого 

пласта - газового, нефтяного, водяного. 

Аномально-  высокое  давление  -  пластовое  давление  выше  нормального  для  данной 

площади. 

Аномально - низкое давление - пластовое давление меньше нормального для данной 

площади. 

Давление  разрыва  -  давление,  требуемое  для  разрыва  пласта,  обеспечивающее 

проникновение  буровых  жидкостей  в  пласт.  Это  давление  является  функцией  давления 
флюида (поровое давление) и прочности горной породы. 

Производительность  насоса  -  объём  расхода  насоса,  производительность  насоса 

(бар/мин) = производительность на  ход поршня (бар/ход) х скорость хода (ход/мин). 

Производительность  насоса  (гал/мин)  =  42  гал/бар  х  производительность  насоса 

(бар/мин). 

Пример 1.7. 

Дано:  отдача  насоса  на  ход  =  0,174  бар.  Скорость  хода  45  ходов/мин.  Какова 

производительность в гал/мин? 

Решение: 42 х 0,174 х 45 = 329 гал/мин. 

Объем кольцевого пространства (бар/фут) = 

1029

2

2

Dp

Dh 

   

где        Dh - диаметр ствола (дюймы), 

    Dр - диаметр трубы    -??- 
    1029 - константа преобразования. 

Пример 1.8. 

Дано: размер ствола - 8,5" 
          размер муфты - 6" 
Каков кольцевой объём на фут?