Связь регулирования давления, устойчивости стенок скважины и скорости проходки
Бурение при плотности бурового раствора, недостаточной для уравновешивания порового давления, может привести к следующим результатам:
1. Скорость проходки увеличится пропорционально степени снижения гидростатического давления, и
2. Пропорционально степени снижения гидростатического давления также будет увеличиваться тенденция к обрушению стенок скважины.
В некоторых регионах проницаемость газоносных пород достаточно мала, чтобы можно было бурить при пониженном гидростатическом давлении. Количество выделяющегося при бурении газа может быть допустимым при принятии на поверхности необходимых мер безопасности. Преимущество увеличения скорости проходки может быть реализовано только в том случае, если во время бурения стенки скважины будут оставаться достаточно устойчивыми. Такая устойчивость ствола скважины иногда может быть обеспечена благодаря химическому составу бурового раствора. Применение для этой цели бурового раствора на нефтяной основе проиллюстрировано на рис. 23.30 Соответствующий интервал скважины был пробурен с использованием бурового раствора INVERMUL® с регулируемой соленостью приблизительно за 75 % времени, необходимого при бурении с использованием бурового раствора на пресной воде и с меньшей степенью снижения гидростатического давления.
Таким способом не всегда можно обеспечить устойчивость стенок скважины при пониженном гидростатическом давлении. Определить целесообразность использования бурения с пониженным гидростатическим давлением в стволе скважины в данных конкретных условиях можно методом проб и ошибок.
|
|
|
Рис. 23 - Влияние бурового раствора на скорость проходки и устойчивость ствола скважины при бурении газоносных пластов с низкой проницаемостью, бассейн Делавэр, западная часть Техаса.
Предотвращение повреждения пласта
Ниже приводятся характеристики не повреждающей пласт жидкости для заканчивания скважин:31
1. Жидкость для заканчивания скважин не должна образовывать повреждающий фильтрат; при использовании жидкости на водной основе фильтрат должен быть "ингибирующим", предпочтительно использовать жидкость на нефтяной основе.
2. Степень агрегированности твердой фазы глины должна обладать минимальным потенциалом повреждения.
3. Свойства жидкости должны обеспечивать перенос шлама и выполнение таких операций заканчивания скважины, как каротаж, перфорация, отбор керна, расширение скважины, спуск пакеров и опробование пластов спускаемым на буровой колонне пластоиспытателем. Буровой раствор должен легко готовиться и не должно возникать проблем с поддержанием его свойств.
|
|
|
4. Жидкость должна быть устойчива к воздействию высоких температур.
5. Она должна выполнять функции пакерной жидкости.
6. Стоимость не должна быть слишком высокой.
Маловероятно, что одна жидкость может отвечать всем этим требованиям. Очевидно, что жидкости на водной основе с содержанием соли предпочтительнее жидкостей на основе пресной воды. Можно также отметить, что жидкости на нефтяной основе являются таким же хорошим компромиссом, как и то, что может быть получено с использованием имеющихся в настоящее время систем.
В Таблице IV приводится потенциал повреждения пласта при использовании бурового раствора на нефтяной основе по сравнению с буровыми растворами на водной основе. 31
Для одного набора образцов керна, который практически не содержал аргиллитового (глинистого) материала, общее уменьшение проницаемости для нефти при использовании бурового раствора INVERMUL составило всего 4 %, при этом использование бурового раствора на водной основе привело к почти в четыре раза большему снижению проницаемости для нефти.
Для двух наборов образцов керна с содержанием аргиллитового материала, уменьшение проницаемости для нефти составило 10 и 22 процента, а для бурового раствора на водной основе – 48 и 59 %.
|
|
|
Значительные успехи в развитии технологии буровых растворов на момент написания данного материала (1975 г.) связаны с объединением нескольких уже имеющихся научных и технических возможностей. Продолжение лабораторных испытаний и практических экспериментов с буровыми растворами, а также исследований горных пород приведет к увеличению скорости проходки. Устойчивость стволов скважин будет повышаться благодаря улучшению понимания химии глин. Будут разработаны более эффективные способы отделения шлама от бурового раствора.
Таблица IV
Сравнительный потенциал повреждения буровых растворов с инвертированной эмульсией
и буровых растворов на основе пресной воды
| Тип использованного бурового раствора | Тип материала керна | Эффективная проницаемость образца керна для нефти до повреждения (мД) | Эффективная проницаемость образца керна для нефти после повреждения (мД) | Уменьшение эффективной проницаемости для нефти (проценты) |
| Инвертированная эмульсия | Глинистый песок3 | 95 | 74 | 225 |
| Пресная вода2 | Глинистый песок | 1,4 | 0,53 | 595 |
| Инвертированная эмульсия | "Чистый" песок | 71 | 68 | 4 |
| Пресная вода2 | "Чистый" песок | 72 | 61 | 15 |
| Инвертированная эмульсия | Глинистый песок4 | 220 | 199 | 10 |
| Пресная вода | Глинистый песок | 186 | 97 | 48 |
|
|
|
1. Буровой раствор прикладывался к образцу керна при разности давлений 100 фунтов на квадратный дюйм до тех пор, пока не собирался один поровой объем фильтрата. После этого образец керна промывался в обратном направлении раствором Soltrol, пока не достигались условия равновесного потока.
2. Полученный на месте ведения работ буровой раствор.
3. Материал керна: миоценовый период.
4. Песчаник "Торпедо".
5. Сравниваемые образцы керна имели практически идентичные характеристики и одинаковую длину.
МАРТ 1962 г., WORLD OIL, 109
ЛИТЕРАТУРА
1. Pennington, J. W.: "History of Drilling Technology and Its Prospects," The Drilling Contractor, Dec, 1949.
2. Imbert, Pere: "Chinese Well Drilling," Ann. Assoc. Propag. Foi, iiif 369,1829.
3. Redwood, Boverton: A Treatise on Petroleum, London, 1922.
4. Whiteshot, Charles A.: The Oil-Well Driller, Mannington, W. Va., 1905.
5. McLaurin, John J.: Sketches in Crude-Oil, Harrisburg, Pa., 1896.
6. Tecklenburg, T.: Handbuch der Tiefbohrkunde, Leipzig, 1886-96.
7. Giddens, Paul H.: Early Days of Oil, Princeton, 1948.
8. Niles' Register, (3), xiii, 4,1829.
9. Burkesville Courier, Burkesville, Ky, Oct. 11,1876.
10. Fauvelle: "A New Method of Boring for Artesian Springs," Journal of the Franklin Institute, Vol. XII, 3rd Series, 1846.
11. Mitzakis, Marcel: Oil Encyclopedia, New York, 1922.
12. Appleton's Cyclopedia of Applied Mechanics, 1882.
13. Beer, August: Erdbohrkunde, Pribram, Austria, 1858.
14. World Oil, February 15,1953.
15. Manufacturer and Builder, Vol. II, No. 3, March, 1870.
16. Sweeney, P.: U. S. Patent Records, Jan. 2,1866.
17. Root, John B.: U. S. Patent Records, 1866.
18. Hawley, Paul F.: "The Effects of Patents on Petroleum Production, Operation and Development," The Petroleum Engineer, Jan., 1951.
19. Scientific American, Supplement No. 506, Sept. 12, 1885.
20. Fanning, L. M.: The Rise of American Oil, New York, 1948.
21. Warner, C. A.: Texas Oil and Gas Since 1543, Houston, Texas, 1939.
22. Chapman, M. T.: U. S. Patent Records, December 16, 1890, U. S. Patent No. 443,069.
23. Kastrop, J. E.: "Rotary System of Drilling
Pioneered at Spindletop," World Oil, January,
1951.
24. Buckingham, J. L.: U. S. Patent Records, March 25, 1890, U. S. Patent No. 424,266.
25. Bailey, E. H. S.: Geological Survey of Kansas, Vol. VII, Special Report on Mineral Waters, Topeka, 1902.
26. Drilling magazine, "50 Years of Rotary Drilling," May, 1951.
27. Clark, J. A. and Halbouty, M. T.: Spindletop, New York, 1952.
28. W. F. Rogers, Composition & Properties of Oil Well Drilling Fluids (1963).
29. G. R. Gray and J. A. Gill, Petr. Eng'r., June 1974, 49-58
30. G. R. Gray and N. K. Tschirley, Proc. IX Wld. Petr. Congress (1975) Tokyo.
31. T. E. Watkins, Wld. Oil, March 1962,106-10.
ALDACIDE, AKTAFLO, AQUAGEL, BARAFLOC, BARAFOS, BAROID, CC-16, CARBONOX, CELLEX, CON DET, DEXTRID, DRILTREAT, DURATONE, EP MUDLUBE, EZ MUL, EZ SPOT, GELTONE, GOLD SEAL, HY-SEAL, IMPERMEX, INVERMUL, K-LIG, LIGNOX, MICATEX, OMC, PETROTONE, PLUG-GIT, QUIK-GEL, QUIK-TROL, STABILITE, THERMA-CHEK, THERMA-THIN, TORaTRIM, WALL-NUT, X-TEND и ZEOGEL являются зарегистрированными торговыми марками Baroid Technology, Inc. BARO-SEAL, BARODENSE, ENVIRO-SPOT, ENVIRO-TORQ, K-FLO и PAC являются торговыми марками Baroid Technology, Inc. LOLOSS является зарегистрированной торговой маркой Stein Hall & Co., Inc. Q-BROXIN является зарегистрированной торговой маркой Georgia-Pacific Corp. JELFLAKE является зарегистрированной торговой маркой Dow Chemical Co., Inc.
Дата добавления: 2018-05-01; просмотров: 334; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!