Регулирование давления и обеспечение устойчивости ствола скважины
Утяжелители в основном стали использоваться для предотвращения выбросов, т. е. неконтролируемого выделения пластовых флюидов в атмосферу. Выброс пластовых флюидов (газа, воды и нефти) может произойти только при определенной проницаемости породы, в которой они содержатся.
В последние годы регулирование давления было расширено и на почти непроницаемые породы. В данном случае целью регулирования давления является не удерживание пластовых флюидов, а предотвращение обрушения стенок скважины. Такие варианты рассмотрены на рис. 20 и 21.29 Скважина A (см. рис. 20) бурилась с использованием дисперсного бурового раствора на основе пресной воды. Максимальная плотность была равна 11 фунтов на галлон. При бурении возникли проблемы с сужением ствола скважины и обрушением ее стенок; в результате на бурение интервала ушло 28 дней и по данным кавернометрии диаметр ствола скважины оказался сильно завышенным.
Рис. 20 - Данные кавернометрии для бурения интервала известкового аргиллита на северо-западном шельфе Австралии, скважины "A" (слева) и "B". Глубина проблемного интервала составляла до 6500 футов.
  |
Рис. 21 - Плотность и сланцевый коэффициент шлама из скважины "A". Значительные отступления от нормальной плотности в интервале 4000-6800 футов указывают на аномально высокое пластовое давление.
С целью предотвращения проблем со стенками скважины и уменьшения затрат времени на бурение следующей скважины (скважины B), поровое давление в скважине A оценивалось на основании данных о плотности сланцев, как показано на рис. 21. Было установлено, что поровое давление в скважине A превышало гидростатическое давление бурового раствора, и было сделано предположение, что это пониженное гидростатическое давление могло усилить неустойчивость стенок скважины.
Исходя из этого, при бурении скважины B были внесены следующие изменения:
1. Вместо дисперсного бурового раствора на пресной воде, как для скважины A, использовался буровой раствор с солью и полимерами (DEXTRID®), и
2. Для уравновешивания порового давления была увеличена плотность бурового раствора для скважины B.
При таких мерах предосторожности скважина B была пробурена за 10 дней, при этом стенки скважины получились достаточно ровными, что подтверждается данными кавернометрии.
Ингибированный буровой раствор
и скорость проходки
На рис. 22 показаны преимущества для скорости проходки, которые могут быть получены при использовании технологии буровых растворов. При плотности 10 фунтов на галлон буровой раствор на основе рассола DEXTRID будет иметь нулевое содержание твердой фазы. При той же плотности буровой раствор на основе бентонита с наполнителем (BEN-EX®) и пресной воды будет иметь содержание твердой фазы от 8 до 9 % по объему.
 |
Показанная на рис. 22 разница в скоростях проходки объясняется более низким содержанием коллоидных твердых частиц, а также более низким общим содержанием твердой фазы бурового раствора с солью и полимерами. Обратите внимание, что при использовании бурового раствора на основе рассола DEXTRID, скорость проходки почти на 30 % выше, чем для бурового раствора почти равной плотности, но на пресной воде. Более того, можно ожидать, что ингибированный буровой раствор будет вызывать меньшее повреждение пласта, чем буровой раствор на пресной воде.
Дата добавления: 2018-05-01; просмотров: 303; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!