Определение зон поглощения промывочной жидкости при бурении скважин

Так как поглощения тампонажного раствора вызывают больше отрицательных последствий для заканчивания сква­жин, чем поглощения бурового раствора, то для их предот­вращения целесообразно определять местонахождение ин­тервалов поглощений еще в процессе бурения.

В практике бурения поглощение бурового раствора опре­деляется по аномальному уменьшению его объема в емкости и снижению давления в гидравлической системе буровой ус­тановки, а глубина поглощения — по длине бурильного ин­струмента, находящегося в скважине к моменту начала этих процессов. Более точно место поглощения бурового раствора находится с помощью комплексных систем технологического контроля за процессом бурения скважин, снабженных глу­биномером и позволяющих определять дополнительные при­знаки начала поглощения: уменьшение скорости выходящего из скважины бурового раствора и плотности шлама, увели­чение механической скорости бурения, плотности бурового раствора и веса на крюке.

С целью повышения эффективности технологического контроля процесса бурения скважин, в том числе — опреде­ления возможности и предотвращения поглощений промы­вочной жидкости совместно со специалистами б. Миннефте-прома было разработано техническое решение усовершенст­вования таких систем за счет увеличения точности и досто­верности преобразования информации [10].

Усовершенствование заключается в том, что предлагаемая

32

система снабжена датчиком плотности раствора на входе в скважину, датчиком глубины скважины: устройством для оп­ределения пластового давления, устройством для определения гидростатического давления, устройством для определения гидродинамического давления, анализатором баланса гидрав­лических давлений в скважине, анализатором скорости спус­ка инструмента, устройством контроля за износом промежу­точной колонны и блоком световых табло, первый и второй входы которого соединены соответственно с выходом анали­затора баланса гидравлических давлений в скважине и выхо­дом анализатора скорости спуска инструмента, вход которо­го подключен через блок контроля за максимальной скоро­стью спуска и подъема инструмента с выходом датчика дли­ны хода инструмента при спускоподъемных операциях, при этом первый, второй, третий и четвертый входы устройства контроля за износом промежуточной колонны соединены соответственно с выходами датчика числа оборотов ротора, датчика веса инструмента, датчика длины хода инструмента при спускоподъемных операциях, датчика глубины скважи­ны, а первый, второй, третий входы анализатора баланса гидравлических давлений в скважине соединены соответст­венно с выходами устройства для определения пластового давления, устройства для определения гидростатического дав­ления, устройства для определения гидродинамического дав­ления, при этом первый вход устройства для определения гидродинамического давления соединен с выходом датчика веса инструмента, второй вход — с выходом датчика длины хода инструмента при спускоподъемных операциях, а третий вход — с выходом блока контроля максимальной скорости спуска инструмента, при этом первый вход устройства для определения гидростатического давления соединен с выходом датчика плотности бурового раствора, второй и третий — с выходом датчика его расхода, четвертый и пятый — с выхо­дом датчика глубины скважины.

Устройство для определения пластового давления выпол­нено в виде датчика пластового давления, установки для оп­ределения пластового давления, блока контроля за соотно­шением пластовых давлений и блока контроля и регистрации истинного пластового давления, первый и второй входы ко­торого соединены соответственно с выходом датчика пласто­вого давления и выходом блока контроля за соотношением пластовых давлений, первый вход которого подключен к вы­ходу датчика пластовых давлений, а второй — к выходу ус­тановки для определения пластового давления.

33

Устройство для определения гидростатического давления выполнено в виде блока квантования, блока интегрирования пачек раствора, блока вычисления времени, блока вычисле­ния гидростатических давлений пачек бурового раствора и блока контроля за суммарным гидростатическим давлением, вход которого подключен к выходам блока вычисления вре­мени через блок вычисления гидростатических давлений па­чек раствора, а первый и второй выходы блока квантования подключены соответственно к первому входу блока вычисле­ния времени непосредственно, и к третьему — через блок интегрирования пачек раствора.

Устройство для определения гидродинамического давления выполнено в виде блока контроля за изменением веса инст­румента, блока измерения длины спущенного инструмента, датчика эффективной вязкости раствора, блока вычисления

Рис. 12. Блок-схема системы контроля за процессом бурения скважин 34

гидродинамического давления при спускоподъемных опера­циях и схемы совпадения, первый вход которой соединен с выходом блока контроля за изменением веса инструмента через блок вычисления гидродинамического давления при бу­рении, а второй вход схемы совпадения через блок вычисле­ния гидродинамического давления при спускоподъемных операциях соединен с выходом блока измерения длины спу­щенного инструмента и выходом датчика эффективной вяз­кости бурового раствора.

На рис. 12 изображена блок-схема предлагаемой системы контроля за процессом бурения нефтяных и газовых сква­жин; на рис. 13, а — блок-схема устройства для определения пластового давления; на рис. 13, б — блок-схема устройства для определения гидростатического давления; на рис. 13, в — блок-схема устройства для определения гидродинамического давления.

Система контроля за процессом бурения нефтяных и га­зовых скважин (см. рис. 12) включает датчики 1 — 6 парамет­ров бурения: плотности раствора на входе в скважину 1, расхода раствора на входе в скважину 2, глубины скважины 3, веса бурового инструмента 4, длины хода инструмента при спускоподъемных операциях (СПО) 5, числа оборотов рото­ра 6, устройство 7 для определения пластового давления, уст-

 

 

 

 

 

 

 

 

в
■*\ 24 |------------ ►	27	—.
>| 25 |—|			29
	28

Рис. 13. Блок-схемы устройств для определения давления в скважине:

35

а — пластового; б — гидростатического; в — гидродинамического

ройство 8 для определения гидростатического давления, уст­ройство 9 для определения гидродинамического давления, блок 10 контроля за максимальной скоростью спуска и подъема инструмента, устройство 11 контроля за износом промежуточной колонны, анализатор 12 баланса гидравличе­ских давлений в скважине, анализатор 13 скорости спуска инструмента и блок 14 световых табло.

Устройство для определения пластового давления (см. рис. 13, а) включает датчик 15 пластового давления, установку 16 для определения пластового давления, блок 17 контроля за соотношением пластовых давлений и блок 18 контроля и ре­гистрации истинного пластового давления.

Устройство для определения гидростатического давле­ния (см. рис. 13, б) включает блоки 19 — 23: квантования 19, интегрирования пачек раствора 20, вычисления времени 21, вычисления гидростатических давлений пачек раствора 22 и контроля за суммарным гидростатическим давлени­ем 23.

Устройство для определения гидродинамического давления (см. рис. 13, в) включает блок 24 контроля за изменением веса инструмента, блок 25 измерения длины спущенного ин­струмента, датчик 26 эффективной вязкости раствора, блок 27 вычисления гидродинамического давления в процессе бу­рения, блок 28 вычисления гидродинамического давления при СПО и схему совпадения 29.

Основным назначением системы являются детальный технический анализ процесса бурения, своевременное вы­явление ситуаций, способных привести к осложнениям, и предупреждение их. Такому анализу, прежде всего, подвер­гаются значение и тенденция изменения пластового дав­ления, значение гидростатического давления, создаваемого в скважине столбом раствора, значение гидродинамичес­кого давления, возникающего в скважине в процессе про­мывки при бурении и в процессе спускоподъемных опе­раций, баланс гидравлических давлений в скважине и дина­мика износа промежуточной обсадной колонны. Превы­шение критических значений перечисленных параметров влечет за собой возникновение основной массы ослож­нений.

Система должна работать следующим образом.

Устройство для определения пластового давления (см. рис. 13, а) в системе является одним из основных. В устройстве применены два способа измерения пластового давления — наземной установкой 16 по анализу деформативности керна

36

и глубинным датчиком 15, например на принципе испытателя пластов — с замером пластовых давлений через определен­ное значение проходки в пределах от 0,5 до 5 м. Функцию изменения пластового давления от глубины, полученную по замерам глубинным датчиком пластового давления, уточняют введением поправочного коэффициента, равного отношению пластового давления, измеренного по поднятому керну р_пд, к пластовому давлению р_пд, замеренному на этой же отметке глубинным датчиком. Операцию деления этих значений вы­полняет блок 17 контроля за соотношением пластовых дав­лений. Полученный коэффициент учитывает неточности глу­бинного измерения, вызванные как особенностями прибора, так и особенностями условий бурения на данной глубине. В связи с этим полученный коэффициент действует в систе­ме до получения следующей возможности извлечения керна и вводится в блок 18, куда подают также информацию о результатах измерения глубинным датчиком. Таким образом, в блоке 18 производят умножение дискретно получаемых результатов измерения на постоянный для данного отрез­ка времени коэффициент, затем полученный результат регистрируется как истинное пластовое давление для даль­нейшего использования и ввода в анализатор 12 (см. рис. 12).

Гидростатическое давление в кольцевом пространстве скважины в настоящее время определяют как давление стол­ба жидкости и рассчитывают по заданному значению плот­ности и глубине. Однако плотность раствора в течение вре­мени меняется в значительных пределах и в действительности в скважине движутся отдельные пачки раствора разной плот­ности. В связи с этим точный анализ баланса гидравлических давлений в скважинах, особенно глубоких, требует более точного определения значения гидростатического давления в кольцевом пространстве. В системе эту задачу решают с по­мощью датчиков плотности раствора на входе в скважину 1, расхода раствора на входе в скважину 2, глубины скважины 3 и устройства 8 для определения гидростатического давления (ÒÏ. рис. 12).

Блок 19 осуществляет сглаживание и квантование непре­рывной функции Pi { T), получаемой от датчика 1 (см. рис. 12), установленного в приемной емкости буровых насосов. Одно­временно от датчика 2 (см. рис. 12) в блок 20 (см. рис. 13, б) поступает текущее значение расхода раствора, закачиваемого в скважину. В блоке 20 производится интегрирование расхо­да и запоминание общего его значения

37

V_QTdTi = jQ (T) dT                                                                                                 (2)

г,

до тех пор, пока из блока 19 не поступит сигнал об измене­нии плотности раствора на значение шага квантования. По этому сигналу информации о накопленном объеме и о соот­ветствующей этому объему плотности раствора поступает в блок 21, выполняющий роль линии задержки информации на рассчитываемый этим же блоком интервал времени

Т = HF_Tp / Q.                                                                           (3)

Значение Н поступает в блок как сигнал от датчика 3 глу­бины скважины; значение Q — как сигнал от датчика 2 рас­хода раствора; а значение F_Tp — как известное значение, равное площади поперечного сечения проходного отверстия в бурильных трубах. Таким образом, время Т является вре­менем, в течение которого данная пачка раствора движется по трубам до забоя скважины и еще не оказывает влияния на значение гидростатического давления в кольцевом прост­ранстве. Через время Т информации V, и р, поступают в блок 22 (см. рис. 13, б), предназначенный для определения значе­ния гидростатического давления, создаваемого в кольцевом пространстве пачкой раствора с объемом V, и плотностью р,. Вычисление производится по формуле

p_„i = V_iPi /10 F_K,                                                                       (4)

где р_г, — гидростатическое давление, создаваемое пачкой раствора; F_K — площадь поперечного сечения кольцевого пространства скважины.

Блок 23 (см. рис. 13, б) осуществляет суммирование значе­ний р_г, по всей высоте столба жидкости и определяет тем самым полное гидростатическое давление, действующее в кольцевом пространстве скважины, т.е.

 |                                                                                     (5)

При поступлении в кольцевое пространство новой пачки раствора с новым значением плотности давление, создавае­мое ею, прибавляется, а давление, которое создавалось верх­ней пачкой раствора, выходящего в этот момент из скважи­ны, вычитается из общей суммы. Таким образом, на выходе блока 23 формируется непрерывная во времени функция

рЛП

38

Одной из важных составляющих баланса гидравлических давлений в бурящейся скважине является значение гидроди­намического давления, возникающего в скважине при буре­нии и спускоподъемных операциях. Значение гидродинами­ческого давления при бурении

Др_к = AAG / nDd,                                                                    (6)

где Лр_к — гидродинамическое давление (или, при потере на­пора, в кольцевом пространстве скважины); AG — уменьше­ние веса инструмента под действием восходящего потока раствора; D — диаметр ствола скважины; d — диаметр инст­румента (труб).

Эта зависимость проверена многочисленными экспери­ментами и показала высокую сходимость результатов. В со­ответствии с ее реализацией устройство 9 (см. рис. 12) для определения гидродинамического давления работает следую­щим образом.

После полного спуска инструмента включают блок 24 кон­троля за изменением веса инструмента при промывке, в ко­торый в этот момент поступает информация о весе свободно подвешенного инструмента от датчика 4 и запоминается. Вслед за этим включают в работу буровые насосы, и вес ко­лонны под воздействием потока раствора уменьшается. В блоке 24 производят вычитание значения второго сигнала из значения сигнала, хранящегося в памяти. Разностный сигнал, выражающий уменьшение веса инструмента G под действием потока раствора, подают в счетно-решающий блок 27, кото­рый производит вычитание значения гидродинамического давления, определяемого по формуле (6). На выходе блока 27 (см. рис. 13, в) формируется сигнал о значении давления Ар_к и через схему совпадения 29 подается в анализатор 12. Гид­родинамическое давление, возникающее в скважине при спу­ске инструмента, также определяется системой на поверхно­сти, а в основу определения положена известная зависимость этого давления от размеров инструмента, скорости его дви­жения, размеров скважины и значении эффективной вязкос­ти раствора

Ар_к = ЗЗу_спЬг]_эФ/(D - d),                                                        (7)

где v_cn — скорость спуска инструмента; I — длина инстру­мента; Т1_эф — эффективная вязкость раствора; D — диаметр скважины; d — диаметр инструмента.

Вычисление значения Ар_к производится в блоке 28, куда значение v_cn подается от блока 10 контроля за скоростью

39

спуска инструмента, значение I поступает из блока 25 изме­рения длины инструмента, а значение Т1_эф поступает от дат­чика 26 эффективной вязкости раствора. Сигнал о значении Ар_к — гидродинамическом давлении при спускоподъемных операциях из блока 28 через схему совпадения 29 поступает в анализатор 12. Таким образом, в анализатор 12 непрерывно поступает информация о всех трех составляющих баланса гидравлических давлений в скважине: о пластовом давлении в виде непрерывной ступенчатой функции от устройства 7, о гидростатическом давлении также в виде непрерывной сту­пенчатой (квантованной) функции от устройства 8, о гидро­динамическом давлении при бурении скважины или при спу­скоподъемных операциях от устройства 9.

Анализатор баланса гидравлических давлений в скважине осуществляет циклический, с регулируемым шагом цикла от 1 до 5 мин, контроль за алгебраической суммой всех трех составляющих баланса и сравнение полученного результата с заданными значениями. В зависимости от удовлетворения проверяемых неравенств выход анализатора подключается к блоку 14 световых табло, причем при удовлетворении нера­венства

5 > р_г + Ар_к - р_пд > 0                                                             (8)

выход анализатора подключается к световому табло "Бурение на равновесии", при удовлетворении неравенства

35 > р_г + Ар_к - р_пл> 5                                                            (9)

выход анализатора подключается к световому табло "Бурение с превышением давления", при удовлетворении неравенства

р_г + Ар_к - р_пд > 35                                                               (10)

выход анализатора подключается к световым табло "Превы­шение давления выше нормы" и "Снизить плотность раство­ра", при удовлетворении неравенства

р_г + Ар_к > _РтрН                                                                    (11)

выход анализатора подключается к световому табло "Возмо­жен гидроразрыв" и световому табло "Снизить скорость спуска" при спускоподъемных операциях или к табло "Снизить расход, снизить плотность" при бурении; при удовлетворении неравенства

р_т + р_к - р_пд < 0                                                                   (12)

выход анализатора подключается к световому табло "Воз-

40

можно проявление" и световому табло "Повысить расход, повысить плотность" при бурении или к табло "Ускорить спуск, промывать с повышением плотности" и табло "Прекратить подъем, спустить инструмент, промывать с по­вышением плотности" при спускоподъемных операциях, причем эти указания на табло касаются момента спуска ин­струмента или его подъема соответственно.

Одним из важных моментов в предотвращении осложне­ний при бурении глубоких скважин является выбор правиль­ного режима циркуляции в процессе спуска инструмента. Перед подъемом инструмента после износа долота раствор в скважине несколько утяжеляют для компенсации значения гидродинамического давления, которое не будет действовать на пласты во время смены долота и для компенсации отри­цательных гидродинамических давлений, вызванных подъе­мом инструмента (эффект поршневания). Неподвижный рас­твор в скважине набирает структуру и при спуске инстру­мента развиваются повышенные гидродинамические давле­ния, определяемые устройством 9 и постоянно учитываемые анализатором 12 (см. рис. 12). Поэтому с увеличением длины спущенного в скважину инструмента скорость его спуска непрерывно снижается в целях недопущения осложнений. Практика показывает, что уменьшение скорости спуска — еще не главный недостаток, вытекающий из создающихся условий. Значительно затрудняется также последующее вос­становление циркуляции, так как необходимы высокие дав­ления для того, чтобы сдвинуть столб раствора.

Предлагаемая система предупреждает возможность воз­никновения такой ситуации путем анализа значения допусти­мой скорости спуска. Анализатор 13 скорости спуска инст­румента получает непрерывную информацию о ее текущем значении и производит сравнение с заданным минимальным значением скорости v_{3K min}.

Многочисленные эксперименты показывают, что значение ^V3K min является ограничением не только из экономических соображений (из-за нерационально больших затрат времени на спуск инструмента), но и позволяет определить наиболее выгодный момент, когда необходимо произвести промежу­точную промывку со снижением плотности раствора. В соот­ветствии с этим при достижении момента, когда

v_ÒÔ = v_˝Ímin,                                                                          (13)

выход блока 13 подключается к сигнальному табло "Прекра­тить спуск, промыть со снижением плотности".

41

Одним из трудноликвидируемых осложнений при бурении глубоких скважин является смятие промежуточной обсадной колонны в результате недопустимо большого ее износа за счет истирания движущимся в ней инструментом. Предлагае­мая система решает задачу автоматического контроля за ди­намикой износа промежуточной обсадной колонны, анализ значения износа и выдачу предупреждающего сигнала, когда износ достигает предельно допустимого значения. Учет зна­чения износа производится по сигналам датчиков числа обо­ротов ротора, веса инструмента, длины хода инструмента при спускоподъемных операциях и глубины скважины.

Главный недостаток вышеуказанных способов выявления поглощений при бурении скважин заключается в определе­нии глубин зон поглощения бурового раствора по данным промера бурильного инструмента, что приводит к значитель­ным погрешностям, увеличивающимся с глубиной скважины.

Практически точные глубины мест поглощений бурового раствора определяются с помощью геофизических исследо­ваний скважин: термометрии, "меченых" или "контрастных" жидкостей, расходометрии и др., обычно применяемых в комплексе с гидродинамическими методами.

Однако применение вышеперечисленных методов ГИС для определения интервалов поглощений бурового раствора тре­бует предварительного извлечения на поверхность бурильно­го инструмента, т.е. непроизводительного простоя скважины и замедления процесса определения.

Для устранения этих недостатков разработан способ оп­ределения интервалов поглощения бурового раствора без подъема бурильного инструмента на поверхность [20, 26].

Сущность предлагаемого способа заключается в том, что после обнаружения поглощения промывочной жидкости в спущенную в скважину колонну бурильных труб (бурильный инструмент) опускают на каротажном кабеле измерительный электрод и регистрируют до и после закачки в скважину под давлением промывочной жидкости кривые изменения элект­рического потенциала колонны (ЭПК). Интервалы зон по­глощения определяют на кривой ЭПК, зарегистрированной после закачки в скважину промывочной жидкости под давле­нием, против аномалий, которые отсутствовали на кривой ЭПК, зарегистрированной до закачки промывочной жид­кости.

При закачке промывочной жидкости через бурильный ин­струмент (колонну) в зону поглощения против нее в скважи­не повышается интенсивность сложных электрохимических

42

процессов (фильтрационных, диффузионно-адсорбционных и др.), в том числе и окислительно-восстановительных на по­верхностях обсадной колонны, которая наиболее интенсивно окисляясь в зоне поглощения промывочной жидкости, заря­жает буровой раствор внутри колонны электрическим по­тенциалом, аномальным по отношению к соседним участкам колонны.

Согласно разработанному способу в случае, если в про­цессе бурения скважины произошло поглощение промывоч­ной жидкости (бурового раствора), бурение скважины при­останавливают и производят следующие операции:

в колонну бурильных труб в скважине спускают на каро­тажном кабеле подсоединенный к его токопроводу измери-

50 мВ

ЭПК2 (Ар=1,5 МПа> 50 мВ

100 -

1500 -

1700

Рис. 14. Определение интервала поглощения бурового раствора (заштри­хован) в скв. 22182 Сармановской площади путем регистрации электричес­кого потенциала колонны

43

тельный электрод и регистрируют изменение электрического потенциала колонны по всему стволу скважины между ним и заземленным электродом сравнения (производят фоновый замер изменения ЭПК);

затем герметизируют устье скважины путем закрытия превентора;

после герметизации устья закачивают в нее под давлением промывочную жидкость через бурильный инструмент;

сразу же после закачки промывочной жидкости в скважи­ну сбрасывают создаваемое в ней при этом давление и про­водят повторную регистрацию кривой изменения ЭПК в бу­рильном инструменте по всему стволу скважины.

На рис. 14 сопоставлены зарегистрированные в скв. 22182 Сармановской площади "Татнефть" кривые ЭПК1 и ЭПК2 соответственно до и после закачки под давлением 1,5 МПа промывочной жидкости. Интервал поглощения промывочной жидкости 360 — 460 м отмечается аномалией на кривой ЭПК2, отсутствующей на кривой ЭПК1, что подтверждено результа­тами работ по ликвидации поглощения.

Ликвидация поглощений промывочной жидкости в зави­симости от их характера производится различными спосо­бами от снижения плотности, повышения вязкости и стати­ческого напряжения сдвига бурового раствора до закачки различных смесей (в том числе цементных) суспензий и взве­сей, бурения без циркуляции и обсадки промежуточной ко­лонной.

3

КОНТРОЛЬ И ПУТИ УЛУЧШЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Качественное цементирование скважин является необхо­димым условием их длительной и безаварийной эксплуата­ции. Под качеством цементирования скважины подразумева­ются степень и надежность герметичности зацементирован­ного пространства за обсадной колонной. Прямыми показа­телями хорошего качества цементирования скважины явля­ются добыча в течение ее эксплуатации пластового флюида без примеси посторонних вод или газа, а также отсутствие межпластовых перетоков и газонефтеводопроявлений по за-колонному пространству.

Однако в связи с многообразием влияния различных гео­лого-технических факторов на процесс цементирования и трудностями их учета нередко строящиеся скважины оказы­ваются некачественно зацементированными. Статистический анализ показывает, что некачественно зацементированная скважина характеризуется одним или несколькими из основ­ных признаков — дефектов цементирования [29].