Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Каротаж по давлению основан на регистрации давления на стояке маиифольда в функции глубины скважины с после­дующим выделением информации о полном дифференциаль­ном давлении, динамической составляющей дифференциаль­ного давления или информации о динамической составляю­щей дифференциального давления, действующей под вращаю­щимся долотом.

Выделенная информация при постоянных или известных параметрах гидравлической системы является своеобразной фильтрационной характеристикой вскрываемых долотом гор­ных пород.

Под дифференциальным давлением/;,,,,,, понимается алгебраи­ческая сумма давлений, действующих в системе скважина — пласт [53,8Ц:

Рлчф Ргс Рз. П Рпл’ (4.25)

где рТС — гидростатическое давление столба жидкости на забое;

р3 п — суммарные потери напора в затрубном пространстве;

рПЧ — пластовое давление в призабойной зоне.

Однако в условиях бурения гидромониторными долотами при скоростях истечения до 100 м/с и более под долотом за счет гид­ромониторного эффекта и стеснения потока [53, 81] при враще­нии долота создается зона повышенного избыточного давления, являющегося слагаемым дифференциального давления.

Потери напора под долотом, обозначенные нами черезр0, мак­симальны при разбуривании непроницаемых разностей (в слу­чае номинального диаметра скважины) и минимальны при раз­буривании проницаемых песчаников и размываемых при буре­нии глинистых разностей и аргиллитов, когда диаметр скважи­ны превышает номинальный.

Этим и объясняется характер кривых каротажа по давлению по сотням исследованных на месторождениях Западной Сибири скважин, когда в процессе долбления при неизменяющихся рас­ходе и параметрах промывочной жидкости давление на насосах изменяется на 25—45 кгс/см2. В связи с этим формула (4.25) долж­на бт. ттт. ишририч-

Ряпф Ргс Рз. п Рпп Ро‘

(4.26)

(4.27)

С учетом выражения (4.26) давление на насосах может быть определено по формуле

РI Ртр Рпост Рз. П ^ Ро ’

где р, юс, — постоянные для данного расхода и параметров промывочной жидкости потери давлений в на­садках долота, турбобуре (электробуре)и обвяз­ке насосов;

— суммарные потери давления в трубах для дан­ной глубины Я;

Рз. п — суммарные потери давления в затрубном про­странстве для данной глубины Н.

(4.28)

Сумма потерь (ру п + /;„) является динамической составляю­щей ^диф д дифференциального давления:

Рипф. й Рз. п + Ро Рн (Рпост Р) )’

Статическая составляющая дифференциального давления

(4.29)

где Нн — глубина скважины по вертикали; р — плотность промывочной жидкости; р0 — условная плотность, соответствующая данному пластовому давлению (например, для месторо­ждений Западной Сибири для нормального гра­диента давлений она принимается равной 1,02; для АВПД может принимать значения до 1,4— 1,6 и более).

Таким образом,

/^днф Лшф. СТ + Рдмф. Д 10 (Р Ро) + Рз. п + РО’

так как

Рз. П Ро Р» Рпост Ртр’

ТО

(4.30) (4.31)

Ртф Ри. Рпост Ртр + (Р Ро)’

Ро Рн Рпост Ртр Рз. п-

Так как теологическую информацию дает не давление насо­сов а лишь часть этого давления в виде рдш1, , иди р, ъ то для получения этой информации по непрерывно определяемому давлению насосов (давление на стояке) необходимо использо­вать формулы (4.28), (4.30) и (4.32).

Входящие в формулы (4.28)—(4.32) значения рПОС7, р1р, р3 „ оп­ределяются в свою очередь следующим образом.

Постоянные потери давления

(4.32)

где р„г,„ — потери давления в обвязке насоса;

Ртурб ~ потери давления в турбобуре;

Рте — потери давления в насадках долота.

(4.33) (4.34)

Поэлементные потери давлений РоСт «об„ Р з

Ртурб = атурб

(4.35)

(4.36)

здесь аобв — коэффициент, равный 3,4-10-3;

— коэффициент, равный 5,7-10-5;

^ — число ступеней турбобура;

ц — коэффициент, равный 5,54 • 10~3 при ц = 0,96 [81];

У„ст скорость истечения жидкости из насадок;

0 — расход промывочной жидкости;

р — плотность промывочной жидкости.

Потери давления в насадках

(4.37)

в формуле (4.37)

= 0.554//2.

Постоянные потери давления

(4.38)

здесь

Потери давления в трубах определяются формулами

(4.39)

(Хгр — коэффициент, равный 0,022 [81]; / — длина труб; с10 — внут­ренний диаметр труб);

(4.40)

С учетом формул (4.37)—(4.39) можно записать:

Л«ф. д = Рп — Р<2^«„0СТ + атрущ]. (4.41)

Дифференциальное давление в окончательном виде

Ранф = Ри Р0 ^апост + атр Уоо^д ^ + Уд (Р Ро). (4.42) Потери давления в затрубном пространстве

Рз-п = 82’%д-ё°)Чв + </,)2 — (4-43)

где К — коэффициент, равный 0,025 [101];

О — диаметр скважины;

<г/, — внешний диаметр бурильных труб;

Л" ■“ ’’ийо®2′ <444)

в формуле (4.43)

82 Ш

При этом коэффициенты потерь давления в трубах а’тр и в затрубном пространстве а’3 п находятся с учетом потерь в замках, а также с учетом влияния реальной длины УБТ.

Потери напора под долотом

— (итр + о. 3 п

(4.45)

Ро = Р» — рб;

ост 1000

Давление на насосах (давление на стояке манифольда) опре­деляют с помощью тензометрических датчиков давления, верти­кальную глубину //„ — по специальным номограммам с учетом кривизны скважины или по абсолютным отметкам, вычислен­ным с помощью инклинограмм; значение р получают по непо­средственным замерам плотности промывочной жидкости на вхо­де в скважину или пользуются записями в буровом журнале; зна­
чение 0 определяют по вели­чине (2„х, найденной с помощью расходомера РГР-7 или по пас­портным данным насосов при синхронном приводе насосов; коэффициенты потерь давле­ния берут из справочников [81 и др.] или определяют непо­средственно путем постановки экспериментов.

Рис. 4.20. Пример обработки

Для облегчения расчетов можно рекомендовать исполь­зование номограмм и графиков потерь в отдельных элементах гидравлической системы, со­ставленных для плотности про­мывочной жидкости, равной 1,0 г/см[2], а также комбиниро-

диаграммы каротажа по давлению ванный расчетно-графический

способ определения информа­тивных величин. Расчетно-графический способ определения ртф заключается в следующем.

1. Аналитически находят величину рпост + /;тр для кровли и по­дошвы обрабатываемого пласта (для Я, и Я2); через точки полу­ченных значений для Я, и Я2на диаграмме каротажа по давле­нию проводят линию динамического давления (рис. 4.20), обо­значаемую

2. Динамическую составляющую дифференциального давления определяют графически для любой глубины обрабатываемого уча­стка как разницу между значениями рп и динамическим давле­нием ртт:

(4.46)

принятом для затем через точки //,,, и Яв2 проводят линию статического давления ртт.

1. Полное дифференциальное давление ршф получают графиче­ски для любой глубины между Я, и #2 как разницу между значе­ниями рп и статическим давлением

Ртф ~ Рп — Ртт 1 ■ (4-47)

2. Аналитически находят величину потерь давления в затрубном пространстве

2 ‘ I

1000

для кровли и подошвы обрабатываемого пласта (для Я, и Я2); через точки полученных значений для Я, и Я2 вправо от линии динамического давления проводят линию давления под доло­том ^п1|п 2-

6. Потери напора под долотом определяют графически для любой глубины между Я, и Я2 как разницу между значениями р„ и ртт2:

Ро = Рп — Ртт 2- (4-48)

Из трех величин — рлпф д, ртф и р0, несущих геологическую ин­формацию, наибольший интерес представляет дифференциаль­ное динамическое давление ртф д, так как определить его по фор­муле (4.45) нетрудно при использовании как графоаналитиче­ского, так и экспериментального способов.

При экспериментальном способе после спуска турбобура (или тур­бобура и УБТ) его опрессовывают на рабочем расходе с одновремен­ной записью давления. При этом определяют сумму постоянных потерь /;пост. Потери давления в трубах рассчитывают по формуле

(4.38) , при этом сохраняется высокая точность определения ргр, так как все входящие в формулу величины вычисляются надежно.

При нахождении /;Д1|ф д отпадает необходимость использова­ния величин /?;Шф. ст и /;,, точно определить которые трудно из-за отсутствия объективных данных по диаметру скважины Б и по пластовому давлению.

Таким образом, при проведении каротажа по давлению гео­логическую информацию позволяет получить динамическая со­ставляющая дифференциального давления рякф д, определяющая фильтрационную характеристику поддолотного пространства в процессе его вскрытия. В общем случае /?лиф д принимает макси­мальные значения при разбуривании непроницаемых пород и снижается при вскрытии коллекторов, представленных прони­цаемыми разностями за счет разрядки зоны повышенного давле­ния в поддолотном пространстве.

Однако давление в поддолотном пространстве может снижаться не только при вскрытии проницаемых разностей, но и при уве­личении диаметра скважины в зоне долота при разбуривании непроницаемых пород за счет размыва (кавернообразования) сте­нок скважины в процессе бурения, так как в этом случае гидрав­лическое сопротивление в зазоре долото — скважина резко пада­ет С соответствующим снижением значений рн И ртф д.

Следует отметить, что в терригенных коллекторах диаметр сква­жины практически равен номинальному. Максимально возмож­ное давление в поддолотном пространстве при бурении непрони­цаемых пород с номинальным диаметром роп будет определяться гидравлическими особенностями долота, т. е. реальным просве­том, определяющим проходное сечение для поднимающихся с забоя жидкости и шлама, а также скоростью вращения долота.

С увеличением скорости вращения долота стеснение потока уве­личивается, так как отраженная от забоя струя не может свободно подняться в зону затрубья, встречая преграду в виде вращающихся элементов долота, отражающих струю к стенке скважины и на за­бой. Поэтому изменение нагрузки на забой при турбинном буре­нии, приводящее к изменению скорости вращения долота, может менять величину ра. Эти изменения в реальном диапазоне скоро­стей вращения (особенно для тихоходных турбобуров) незначитель­ны, но по возможности должны быть учтены.

Для учета изменений р0 (а следовательно, и ртфл) может быть использован комплексный параметр, равный произведению вре­мени бурения конкретного интервала Т (т. е. значениям ДМ К) на /)д,1ф л. Этот параметр назван нами параметром буримости:

Пъ=Т-рт фд. (4.49)

Параметр буримости дает основную информацию об энерго­емкости горных пород, т. е. является параметром, отражающим петрофизические свойства разбуриваемых пород. В отношении помехоустойчивости использование параметра буримости более обоснованно, чем чисто фильтрационного параметра /7;гаф д. На­пример, при уменьшении скорости вращения долота, что приве­дет к спаду р0 и ртф я, уменьшения Яб не произойдет, так как при этих условиях практически пропорционально увеличится Т. Па­раметр буримосш не должен менять своих значений и при раз­мыве стенок скважины в зоне долота непосредственно в процес­се бурения, так как падение р;шф д в этом случае будет скомпен­сировано увеличением Т за счет дополнительного измельчения породы, попадающей под долото.

Таким образом, параметр буримости выражает некую норма­лизованную буримость, причем нормализация происходит по динамической составляющей дифференциального давления, наи­более сильно влияющего на результаты бурения. Породам-кол — лекторам соответствуют низкие значения Я6; высокие значения Я6 отвечают вмещающим непроницаемым породам и плотным пропласткам. С улучшением коллекторских свойств параметр буримости уменьшается.

Большой динамический диапазон параметра буримости (1 — 1000), а также постоянство параметра при одновременном изме­нении его составляющих позволяют характеризовать с его помо­щью буримость практически всех горных пород, а в случае буре­ния в сходных технологических условиях проводить уверенное литологическое расчленение и идентификацию горных пород по буримости как по скважинам одного месторождения, так и по разным месторождениям.

В заключение можно сказать, что каротаж по давлению, по­мимо контроля гидравлической системы, определения момента промыва цилиндровых втулок и т. д., дает возможность получать и геологическую информацию в виде полного дифференциаль­ного давления, динамической составляющей дифференциально­го давления, потерь давления в поддолотном пространстве, а также в виде комплексного параметра буримости, что позволяет про­водить литологическое расчленение исследуемого разреза с вы­делением пород-коллекторов.

Комментарии запрещены.