Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 101

561

Отметить время или количество ходов, при которых объём в приёмном амбаре

увеличивается на 0,1-0.2 ф/гал на графике (5).

V. Подготовить график давления в бурильной трубе.
Заполнить низ графика равные приращения веса растворе от начального до

требуемого.

Нанести начальное давление циркуляции (7) над требуемым весом раствора (6).
Провести линию между точками. Отметить давление в бурильной трубе при каждом

увеличении веса раствора. Отметить время или количество ходов, при котором в
приемном амбаре увеличивается вес раствора.

Рассчитать время циркуляции (8) или количество ходов (9) до долота.
Добавить 1/2 времени циркуляции (или ходов) до долота ко времени (или ходам)

каждого прироста веса раствора.

VI. Глушение скважины.
Удерживать давление в бурильной трубе для каждого прироста веса растворе

регулировкой штуцере при постоянной скорости глушения.

Когда вес раствора достигнет долота, удерживать конечное давление циркуляции до

полного глушения скважины. Когда раствор без газа появится на поверхности с
требуемым весом, остановить циркуляцию и проверить фильтрацию.

Расчёты в примечания

1) Вес раствора для разрыве =

обсадной

глубину

ии

герметизац

давление



052

+ вес раствора при испытании на герметичность-

- текущий вес раствора =

3500

052

730



psi

+11,8=15,8 ф/гал.

Предельное давление разрыва = 0,052 х глубину обсадной х (вес разрыва - текущий

вес раствора)= 0,052 х 35 х 15,8 - 12,6 = 582,4 рsi

2) Измерить в начале каждого рейса после разбуривания 500 ф и после каждого

изменения вес раствора.

3) Если давление в обсадной достигло максимально допустимого, прекратить

закрытие  штуцере,  возобновить  циркуляцию  на  максимальной  скорости,  удерживать
максимально  допустимое  давление  в  обсадной  с  помощью  штуцера  и  начать  утяжелять
раствор.  Требуемый  вес  раствора  рассчитывается  из  наивысшего  давления  в  бурильной
трубе до начала циркуляции.

4) Начальное давление циркуляции = давлению скорости глушения + давлению в
закрытой бурильной трубе. =

psi

900

300

600





5) Если задействованы два амбара с циркуляцией между ними, вес раствора

регулируется равномерно во время циркуляции.

6) Требуемый вес раствора = текущий вес +

глубина

трубе

бурильной

закрытой

давление



+ предел рейса =

= 12,6+

8000

300



+0,3 ф/г = 13,7 ф/гал

7) Конечное давление циркуляции = давлению скорости глушения х

раствора

вес

текущий

раствора

вес

требуемый

= 600 х

= 638 рsi

8) Время циркуляции к долоту =

562

глушения

скорость

колонны

бурильной

длину

трубы

бурильной

емкость



мин

800

01422



= 27,28 мин.

9) Количество ходов = скорость глушения х время - 30 х/мин х 27,38 мин = 918

ходов.

Предел рейса опускается, если установлена только наземная обсадная труба или

раствор близок к градиенту разрыва.

Если диаметр скважины меньше 7", предел рейса равен 0,5 ф/гал.

Специальные вопросы

Сероводород и двуокись углерода

Сероводород - высококачественный воспламеняемый газ, с запахом тухлого яйца

даже в малых концентрациях (150 г/тыс). При повышенной концентрациях он теряет запах
и уже по нему не обнаруживается. При ещё большей концентрации он улетучивается.

Сероводород ухудшает свойства бурового раствора. Химическая реакция Н

S и

раствора дает очень высокую вязкость. Она увеличивает затрубные потери давления и как
результат ведет к потере циркуляции.

Иногда сероводород недооценивается как осложнение. Это летучий воспламеняемый

газ, разрушающий сталь и вредно воздействует на свойства раствора. Он более растворим,
чем  другие  газы.  Он остается  в  растворе  при значительно  низком  давлении.  Поэтому  он
быстро выходит из раствора и превращается из жидкости в газ у поверхности. Это делает
невозможным  его  распознавание  и  ведет  к  потере  контроля  за  скважиной.  Поэтому
необходимо  планирование  гарантии  работы  оборудования,  подбора  методики  и  типа
раствора  для скважины содержащих сероводород.

Двуокись углерода - другой кислый газ. В боль случаев он:
1. Очень коррозийный, приводящий к авариям с трубами и ловильным работам.
2. Он сильно флоккулирует в растворе, значительно повышает вязкость и приводит к

потере циркуляции.

Вторжение соленой воды

Каждый выброс следует рассматривать как газовый выброс. В большинстве случаев

вторжение соленой воды легче контролировать, чем газ, но вода создает трудности. В

563

химический состав соленой воды обычно входит натрий, кальций, магний и другие ноны.
Они  реагируют  с  другими  ионами  в  растворе  и  изменяют  его  состав.  Чаше  всего
результатом  является  увеличение  вязкости  и  фильтрация.  Концентрация  и  тип  ионов
определяют  степень  влияния  на  свойства  раствора.  Увеличение  вязкости  и  водоотдача
приводят к поглощению и прихватам труб.

После обнаружения выброса делаются расчёты идентификации вторгшейся

жидкости. Если это оказывается поток соленой воды, его следует удалить вместе с
загрязненным раствором, появившимся на поверхности. Реологию раствора нужно
восстановить разбавлением или обработкой подходящими химикатами.

Если позволяет время, проводятся пилотные испытания циркуляционной системы.

Потеря циркуляции

Потеря циркуляции - это уход всего раствора в пласт, который чаще всего

происходит во время контроля за скважиной: от начального закрытия до глушения и
зависит от следующих факторов.

1.  Типа выброса (газ или минерализованная вода).
2. Длина выброса (геометрия скважины и объём выброса).
3. Расширение газового выброса.
4. Прилагаемое давление штуцера.
5. Затрубное  давление.
6. Конструкция скважины.
Важно  раннее  обнаружение  потери  циркуляции.  Водоотдачу  легко  определить  по

снижению объёма раствора в амбаре или снижению давления в бурильной трубе при
постоянной скорости закачки (работы насоса). Но нужно помнить, что расширение газа в
затрубном пространстве увеличивает объём в амбаре. Это увеличение сопровождается
эквивалентной потерей, когда газ достигает поверхности. Прибавление и потери связаны с
начальным объёмом и текущей операцией при определении наличия поглощения.

Плотность вторгающейся жидкости

Приблизительную плотность вторгающейся жидкости можно рассчитать. Однако

точность зависит от нескольких факторов: точность замера давления в закрыть бурильной
и обсадной трубах, объёма притока, размер ствола (допускающая вымыв) и
предполагаемая превышение плотность раствора в затрубном пространстве с
вторгающейся жидкостью.

Плотность раствора с затрубном пространстве обычно немного больше, чем в амбаре

из-за концентрации шлама и водоотдачи фильтрата в пласте. Плотность можно
определить взвешиванием раствора в нагнетательной линии, если он не газирован, т. к. в
этом случае произойдет расширение газа на поверхности.

Действительный размер скважины нужно определить для расчёта длины жидкости

вторжения. Важно для расчёта размера скважины знать степень вымыва, в других
скважинах на площади с использованием того же типа раствора.

Необходима также точность в определении объема вторгающейся жидкости, для

чего нужно иметь оборудование суммирования объёма во всех амбарах.

Для определения плотности вторгающейся жидкости измерить.

1. Давление в закрытой бурильной трубе.
2. Давлений в закрытой обсадной трубе.
3. Прирост объёма амбара.

Пример.
Дано:

Общая глубина

-6000 ф.

Вес раствора

-10,5 ф/гал.

Размер долота

- 7 7/8"

564

Бурильная труба

-4 1/2" , 16,6 фунт/фут

УБТ

-наружный диаметр 5" - 400ф

SIСР

-500 рsi

SIDPP

-275 рsi

Прирост объема амбара

-15 бар

Кольцевой объём вокруг УБТ

-0,0359 бар/ф.

Кольцевой объём бурильной трубы

-0,0406 бар/ф.

Рассчитать длину вторгающейся жидкости.
Найти длины 20 бар выброса в затрубном пространстве.

а. УБТ: 400 х 0,0359 бар/ф = 14,4 бар.

20 бар - 14,4 = 5,6 бар над УБТ.

б. Бурильная труба: 5,6 бар - 0,0406 бар/ф = 137 футов.

Общая длина выброса:

400 ф + 138 ф = 538 ф.

Рассчитать плотность вторгающейся жидкости

538

052

275

500

052













длина

SIDPP

SICP

= 2,46 ф/гал, вероятно газовый

выброс.

Газирование

Во время разбуривания газоносного пласта газ попадает в раствор в затрубном

пространстве.  При  циркуляции  к  поверхности  над  газом  снижается  гидростатическое
давление,  что  позволяет  газу  расширяться.  Степень  расширения  наибольшая  у  газа  на
поверхности,  когда  гидростатическое  давление  снижено  до  нуля.  Расширяясь  в  буровом
растворе,  газ  понижает  его  плотность.  Поэтому  плотность  раствора  самая  низкая  у
поверхности,  где  расширение  газа  наибольшее.  Это  явление  называется  газированием,  а
раствор газированным.

Расширение газа у поверхности создает впечатление, что происходит выброс.

Разбуривание газоносных пластов связано с увеличением скорости проходки. Скважину
нужно проверить на приток и, следовательно, на наличие выброса. Газирование
происходит при следующих условиях.

1. Подъем данных осадков после рейса, укороченные рейсы, свинчивания.
2. Подъём донных осадков после проходки газоносных пластов.
Во многих случаях газирования раствора не необходимо повышать плотность

раствора.  Увеличение  газа  в  соединениях  или  фоновый  газ  должно  стать  основой
увеличения  плотности  газа.  Обычно  газирование  имеет  небольшое  влияние  на
гидростатический  напор  всего  столба  раствора  в  стволе,  т.  к.  снижение  плотности
раствора  происходит  только  на  поверхности.  Уравнение  Strong-White  используется  для
расчёта  снижения  забойного  гидростатического  давления  из-за  газирования.  В  связи  с
расчётом снижения рассматриваются следующие проблемы.

d Н = потери гидростатического давления, (рsi)
Н - гидростатическое давление с негазированным раствором, (рsi)

N - отношение газа к раствору =

вес

ый

газированн

раствора

вес

начальный

1. Strong-White ур-ние d Н =

log















2. Укороченный расчёт

dН = 100

)

(

вес

ый

газированн

вес

нный

негазирова

содержание .. 99 100 101 102 ..