Cтраница 3
Обслуживающие компании поставляют устройства для приготовления больших объемов бурового раствора; эти устройства позволяют быстро увеличить плотность раствора, что очень важно с точки зрения обеспечения безопасности работ. При разбуривании неизученных формаций необходимо иметь запас барита для увеличения плотности бурового раствора на 480 кг / м3 и даже больше, если существуют затруднения с поставками барита. [31]
Отсутствие дальнейшего роста механической скорости проходки в последнее время в основном связано с переходом к силовым, низкооборотным режимам бурения. В Татарской АССР это, кроме того, вызвано увеличением плотности бурового раствора в условиях роста пластовых давлений в результате интенсивной закачки воды. [32]
Известны три варианта метода поддержания постоянного давления на забое во время вымыва поступивших в скважину пластовых флюидов и увеличения плотности бурового раствора. [33]
Скважину можно заглушить, заменяя первоначальный буровой раствор плотностью pi тяжелым плотностью рд. После глушения скважины до возобновления нормальной работы статическое давление раствора на забой повышается на 0 7 - 1 4 МПа ( безопасное превышение давления) за счет увеличения плотности бурового раствора. [34]
Одной из важных функций бурового раствора является: уравновешивание давления пластовых флюидов с целью предотвращения выбросов. Иногда плотность бурового раствора приходится повышать, чтобы придать устойчивость слабо сцементированным породам. Для некоторого увеличения плотности бурового раствора можно добавить любое вещество, которое имеет большую плотность, чем вода, и не оказывает отрицательного влияния на остальные свойства раствора. Выбор такого-материала зависит не только от стоимости, но и от других факторов. [35]
Как видим, при эквивалентном объемном содержании частиц бурового шлама и барита снижение скорости бурения в первом случае в 2 раза больше, чем во втором. Барит повышает плотность бурового раствора в 2 раза эффективней, чем шлам; очевидно, что замена шлама баритом на 3 / 4 снижает возможность уменьшения механической скорости бурения. Таким образом, при необходимости увеличения плотности бурового раствора следует использовать более тяжелые материалы ( например, барит), стремясь всегда к минимизации объемного содержания твердой фазы в буровом растворе. [36]
Обычно содержание такого газа тем выше, чем ближе значения гидростатического давления столба бурового раствора и пластового давления, причем это особенно проявляется при разбуривании песчаных пластов. Использование этого газа в качестве индикатора аномального давления ограничено малой частотой спуско-подъемных операций и большими вариациями общего времени на них. Наличие такого газа не свидетельствует о необходимости увеличения плотности бурового раствора, если только скважина не начинает проявлять. [37]
Методы поддержания низкого давления на дросселе используются, огда начинается проявление и давление в обсадных трубах угрожает превысить допускаемые для них значения, чтобы предотвратить гидроразрыв пород вокруг обсадных колонн, которые были спущены на слишком малую глубину для правильного управления скважиной, и чтобы предотвратить ухудшение коллек-торских свойств малопроницаемых продуктивных зон. Другим вариантом допускается непрерывное несбалансированное бурение в малопроницаемых пластах. Можно поддерживать некоторое противодавление, но давление на забое становится ниже пластового. В этих условиях могут потребоваться циркуляция при более высоких расходах, чем необходимо для глушения скважины, и увеличение плотности бурового раствора при поддержании максимально допустимого давления на дросселе. Процесс ликвидации проявления при подобных обстоятельствах - это скорее искусство, нежели системный подход; тем не менее на некоторых площадях с твердыми породами компании прибегают к вариантам метода ликвидации проявления, которые обычно используют при разбуривании известных плотных пород. [38]
Плотность бурового раствора с точки зрения оптимизации работы долота должна быть минимальной. Однако плотность бурового раствора выбирают из условия недопущения нефтегазопроявлений, осыпей и обвалов проходимых скважиной горных пород. Давление со стороны скважины должно быть достаточным, чтобы не допустить неуправляемого притока в нее пластового флюида. Соотношение между гидростатическим давлением бурового раствора и пластовым давлением называют показателем безопасности: чем выше этот показатель, тем больше гарантия предотвращения выброса. С увеличением плотности бурового раствора, как правило, повышается также устойчивость ствола. [39]
Когда используется метод поддержания низкого давления на дросселе, в скважину постоянно поступают новые порции пластовых флюидов. Приток пластового флюида может быть уменьшен отчасти созданием циркуляции с более высокой скоростью, чем при обычном глушении скважины. Это приводит к увеличению потерь давления на трение в затрубном пространстве и способствует повышению газового фактора бурового раствора. В результате давление на забое возрастает, если только приток газа в скважину не слишком высок. В плотных породах указанных операций может быть вполне достаточно для частичной борьбы с проявлением, пока не будет установлен полный контроль условий в скважине путем увеличения плотности бурового раствора. Если к методу поддержания низкого давления на дросселе прибегают во время увеличения давления в скважине вследствие притока газа из проницаемого пласта, то поступающий газ смешивается с закачиваемым буровым раствором. [40]
Такой показатель бурового раствора поддерживается до проявления разбуриваемого пласта. Чтобы выяснить характер проявления, скважину в течение нескольких минут промывают. Если проявление вызвано выделением газа из разбуриваемого продуктивного коллектора, бурение продолжают при той же плотности бурового раствора. В этом случае проявление прекращается по окончании проходки газосодержащего пласта. В противном же случае ( если проявление скважины не прекращается) это означает, что градиент пластового давления по мере увеличения глубины уже превысил нормальную величину и имеет тенденцию к дальнейшему росту. Иными словами, бурение ведется в зоне переходного пластового давления. Глубина расположения этого перехода обычно достигается после увеличения плотности бурового раствора через каждые 30 - 60 м бурения. Уменьшение темпа прироста градиента давления означает, что-зона аномального давления пройдена и наметилась тенденция к возвращению аномального градиента пластового давления к нормальному. [41]