Расчеты по ликвидации поглощения бурового раствора

Цель работы:

Приобретение практических навыков:

определения плотности бурового раствора для вскрытия осложненных интервалов скважины;

расчета количества гельцемента для ликвидации поглощения;

расчета количества компонентов для приготовления быстросхватывающихся смесей; расчета плотности разгазированного бурового раствора при выходе его из скважины,

и определение времени разгазирования бурового раствора.

Задачи работы:

Изучение теоретических сведений по рекомендуемой литературе [1, 2, 12].

Определение максимальной скорости спуска инструмента.

Определение плотности бурового раствора для вскрытия текучих пород и продуктивных горизонтов.

Определение плотности бурового раствора для предупреждения проявлений.

Определение плотности бурового раствора для предупреждения выброса.

Изучить смеси для ликвидации поглощения.

Рассчитать количество гельцемента для ликвидации поглощения при определенных условиях.

Подсчитать весовые и объемные количества каждого из компонентов, необходимых для приготовления 1 м3 БСС по рецепту.

Определить весовые и объемные количества каждого из компонентов, необходимые для приготовления 1 м3 нефтецементной БСС по рецепту.

Определить плотность разгазированного бурового раствора.

Определить время разгазирования бурового раствора.

Краткие теоретические сведения:

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины. Наиболее распространенные виды осложнений – осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления.

Обвалы, (осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Обвалам (осыпям) может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и, в конечном счете, к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород.

Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т.е. ползти и выпучиваться в ствол скважины. В результате недостаточного противодействия на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или соляных пород сложены устойчивыми породами, не склонными к ползучести. Осложнение может происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта (горизонта) глины или аргиллита ползет, выдавливая последние в скважину. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или аргиллита сложены породами (например, соляными), склонными к ползучести. Явление ползучести особенно проявляется с ростом глубины бурения и увеличения температуры пород.

Газонефтеводопроявления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины – возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан.

Выбросы бывают не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой. Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов в бурении. Пузырьки газа на забое скважины находятся под сильным давлением, отчего газ сильно сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно малы. При циркуляции глинистый раствор поднимается вверх и выносит с собой пузырьки газа, при этом, чем выше они поднимаются, тем меньше становится давление на них и тем больше они увеличиваются в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько крупными, что занимают большую часть объема раствора, и плотность его значительно уменьшается. Вес столба уже не может противостоять давлению газа, и происходит выброс. Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность раствора, в результате чего возможны выбросы. Выбросы могут возникать и при понижении уровня бурового раствора в скважине, которое происходит или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины.

Методика выполнения:

Определить максимальную скорость спуска бурильного инструмента с целью предупреждения поглощения бурового раствора.

Таблица 7 – Исходные данные

№ вар.	Глубина залегания поглощающего пласта, м	Диаметр долота, мм	Диаметр бурильных труб, мм	Пластовое давление, МПа	Плотность БР г/см3	Динамическая вязкость раствора, Н х с/м2
1	1600	215,9	146	25	1,11	0,02
2	1650	215,9	127	26	1,12	0,02
3	1700	215,9	146	27	1,13	0,02
4	1750	215,9	127	28	1,14	0,02
5	1800	215,9	146	29	1,15	0,02
6	1850	215,9	127	30	1,16	0,02
7	1600	215,9	146	25	1,11	0,02
8	1650	215,9	127	26	1,12	0,02
9	1700	215,9	146	27	1,13	0,02
10	1750	215,9	127	28	1,14	0,02
11	1800	215,9	146	29	1,15	0,02
12	1850	215,9	127	30	1,16	0,02
13	1600	215,9	146	25	1,11	0,02
14	1650	215,9	127	26	1,12	0,02
15	1700	215,9	146	27	1,13	0,02
16	1750	215,9	127	28	1,14	0,02
17	1800	215,9	127	28	1,11	0,02
18	1850	215,9	146	29	1,12	0,02
19	1600	215,9	127	30	1,13	0,02
20	1650	215,9	146	28	1,14	0,02
21	1700	215,9	127	29	1,15	0,02
22	1750	215,9	146	30	1,16	0,02
23	1800	215,9	127	30	1,11	0,02
24	1850	215,9	146	25	1,12	0,02
25	1600	215,9	127	26	1,13	0,02
26	1650	215,9	146	27	1,16	0,02
27	1700	215,9	127	28	1,11	0,02
28	1750	215,9	146	30	1,12	0,02
29	1800	215,9	146	25	1,13	0,02
30	1850	215,9	127	26	1,16	0,02

Пример. Определить максимальную скорость спуска бурильного инструмента с целью предупреждения поглощения бурового раствора при следующих условиях: глубина залегания поглощающего горизонта 1 800 м, диаметр долота 215,9 мм, диаметр бурильных труб 146 мм, пластовое давление 19 МПа, плотность бурового раствора 1,16 г/см³, динамическая вязкость бурового раствора 0,02 Н х с/м².

Решение. Максимальную скорость спуска бурильной колонны:

V_max = (p_гидр – р_пл) х (D²_Д – d²_бт)/3300L х ή,

где p_гидр – гидростатическое давление столба бурового раствора, МПа;

р_пл – пластовое давление, МПа;

D_Д – диаметр долота, мм;

d_БТ – диаметр бурильных труб, мм;

L – глубина залегания поглощающего горизонта, м;

ή – динамическая вязкость бурового раствора, Н х с/м².

Расчет гидростатического давления столба бурового раствора по формуле:

p_гидр = H х ρ /100,

p_гидр=1800 х 1,16/100 = 20,88 МПа.

Подставляя все величины в формулу (1), получаем