Методы изучения показателей бурения
К этой группе относятся методы изучения скорости (продолжительности) бурения, числа оборотов долота и веса инструмента (нагрузки на долото). Важнейшим среди всех является метод "продолжительности бурения (механический каротаж). Он основан на изучении времени, затрачиваемого на бурение определенных интервалов глубины.
На первом этапе развития метода рабочую (ведущую) трубу размечали на метровые интервалы и записывали время, за которое каждая метка подходила к столу ротора. В последние годы применяют детальный механический каротаж (ДМК) с регистрацией времени бурения небольших интервалов (0,2 или 0,4 м). Для этого в состав газокаротажных станций или специальных автоматических станций контроля параметров бурения (АСПБ) включают датчики глубин, связанные с ходовым концом талевого каната. Станции АСПБ автоматически регистрируют диаграмму продолжительности бурения на диаграммной ленте, протягиваемой с шагом квантования по глубине 25, 50 или 100 см. Запись осуществляется на трех масштабах продолжительности бурения Δtб: 0—3; 0—7,5 и 0—15 мин/м. На таких диаграммах достаточно четко проявляются изменения Д^б в довольно большом диапазоне (от 4 до 1000 м/ч).
Скорость проходки зависит от технологических параметров бурения (тип долота, число его оборотов, нагрузка на долото, вязкость бурового раствора и т. п.), от дифференциального давления (разности пластового рпл и забойного рз давлений) и от прочностных свойств пород — их критического напряжения σкр, называемого также пределом прочности или коэффициентом крепости. Этот параметр, характеризующий сопротивляемость горных пород разрушению долотом, является сложной функцией временных сопротивлений породы на сжатие и срез и зависит от характера разрушающей нагрузки (динамическая и статическая). Определив по данным ДМК величину σкр, можно судить о типе проходимых пород.
В обломочных породах величина σкр зависит в основном от прочности цемента и его связи с частицами породы. Для карбонатов и песчаников σкр обратно пропорционально коэффициенту пористости. Поэтому высокопористым породам соответствует повышение скорости бурения (понижение Δtб). Наибольшие значения σкр (при прочих равных условиях наибольшее значение Δtб) характерны для магматических, метаморфических и сильно сцементированных осадочных пород. Пористым песчаникам, известнякам и доломитам соответствуют средние значения Δtб, мелу и пескам — низкие. Значения Δtб для глин растут с глубиной.
Связь продолжительности проходки с критическим напряжением и с технологическими параметрами описывается приближенной формулой
, (III.12)
где F - начальная опорная поверхность долота; n - число оборотов долота; G - нагрузка на долото; с - коэффициент размерности.
Поскольку в формулу (III.12) входят число оборотов долота и нагрузка на него, то эти параметры также непрерывно регистрируются в процессе ДМК.
Для исключения технологических параметров, упрощения интерпретации в ряде районов можно использовать относительный параметр , где Δtб оп - продолжительность бурения в некотором опорном пласте, пройденном тем же долотом. В Западной Сибири в качестве такого пласта принимают обычно глины, расположенные вблизи исследуемого пласта и пройденные при том же режиме бурения.
Для оценки прочностных свойств пород предложено также использовать количество энергии А, затрачиваемой при бурении на разрушение единицы объема породы и называемой удельной энергоемкостью пород:
, (III.13)
где W - мощность, реализуемая на забое; S - площадь забоя; vб - скорость бурения.
Установлено, что во многих районах наименьшая энергоемкость характерна для пород-коллекторов с повышенными пористостью и проницаемостью.
Методы изучения характеристик гидравлической системы
Эти методы основаны на непрерывном наблюдении за давлением ру на устье скважины (метод давления) и за разностью ΔQ = Qвх - Qвых расходов бурового раствора на входе в скважину Qвх и на выходе из нее Qвых (фильтрационный метод).
Фильтрационный метод
При вскрытии коллекторов возможно значительное изменение объема бурового раствора за счет поглощения фильтрата (если забойное давление рз больше пластового рпл) или притока жидкости из пласта (рз < рпл). В первом случае ΔQ > 0, во втором ΔQ < 0. При бурении абсолютно непроницаемых пород ΔQ = 0. Различие в значениях Qвх и Qвых ощущается на поверхности практически с момента начала вскрытия коллекторов.
Если рз < рпл, то абсолютное значение разности ΔQ за время разбуривания пласта-коллектора растет, а затем стабилизируется. Если рз < рпл, то ΔQ за время бурения пласта-коллектора растет, но затем обычно уменьшается из-за образования глинистой корки и зоны кольматации на стенке скважины.
По максимальным значениям ΔQ в обоих случаях можно судить о гидропроводности пласта Δh·kпр/μ, где Δh - мощность вскрытой части пласта; μ - вязкость фильтрующейся жидкости (фильтрат или пластовая вода); kпр - проницаемость породы. Непрерывные измерения по глубине позволяют изучить профиль фильтрации.
Помехи при фильтрационном методе возникают из-за ухода фильтрата и бурового раствора во вскрытые ранее пласты-коллекторы (или из-за поступления воды из них, если рз < рпл).
Вместо измерения дебитов бурового раствора на входе и выходе скважины можно также наблюдать за изменением во времени объема бурового раствора в амбаре. При прохождении коллекторов, поглощающих фильтрат, объем бурового раствора в амбаре уменьшается, а при водоотдаче из вскрываемых пластов — увеличивается. Однако при этом следует иметь в виду возможности появления небольших сложных колебаний уровня в течение нескольких десятков секунд после включения или выключения насосов. Они обусловлены тем, что при остановке насоса всасывание бурового раствора мгновенно прекращается, а сток его по желобу в амбар еще продолжается. Наоборот, при включении насоса в работу буровой раствор засасывается, а стока его из желоба в амбар в течение некоторого времени еще нет.
Метод давления
Этот метод основан на непрерывной регистрации давления ру на стояке манифольда в функции глубин. При бурении непроницаемых пород на постоянном режиме это давление плавно растет с глубиной, а при вскрытии коллекторов (имеется в виду случай рз < рпл) уменьшается за счет фильтрации бурового раствора и разрядки зоны повышенного давления в поддолотном пространстве. Этот эффект практически мгновенно отражается на величине ру.
Величина эффекта зависит от разности рз — рпл и позволяет судить о пластовом давлении рпл. Поэтому этот метод (кроме выделения коллекторов) может использоваться и для выделения зон с аномально высокими (АВПД) или аномально низкими (АНПД) пластовыми давлениями.
Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:
©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.
|