ИНСТРУКЦИЯ

по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин

РД-39-2-684-82

1982

При исследовании по этому способу в скважину к зоне поглощения спускают бурильные трубы с пакером. Сверху на них устанавливают цементировочную головку с манометром и краном, с которой соединяется цементировочный агрегат. Затем в бурильные трубы закачивают воду в таком количестве, чтобы на устье за счет разности плотностей бурового раствора и воды было создано давление, достаточное для получения 5-6 точек индикаторной линии. В момент окончания закачивания воды в скважине устанавливают пакер. Затем прекращают нагнетание жидкости в бурильные трубы, кран на цементировочной головке закрывают и отмечают установившееся давление на манометре, под действием которого жидкость будет поступать из пласта в скважину.

Для отбора жидкости открывают кран на линии в мерник цементировочного агрегата и замеряют время истечения определенных объемов жидкости из бурильных труб и давление на манометре в начале и в конце истечения каждого объема жидкости. Среднюю величину показаний манометра принимают за перепад давления дР^ под действием которого жидкость поступает из пласта в скважину. Каждый объем (порция) жидкости может быть различным (от ICO до IC00 л) и зависит от общего объема жидкости, закачанной в бурильные трубы, и числа точек, необходимых для построения индикаторной линии.

Замеры проводят до установления равновесия в системе бурильные трубы - пласт или до наступления установившегося перелива жидкости или неизменяющемся давлении на манометре.

Зная объемы всех порций жидкости и время их истечения, определяют соответствующие им расходы Q . Полученные значения Д Р и Q используют для выбора способа ликвидации поглощений.

По окончании замеров в бурильные трубы нагнетают глинистый раствор в объеме, достаточном для полного вытеснения пластовой жидкости из труб и скважины в поглощающий пласт. Это исключает смешивание бурового раствора с пластовой жидкостью и ухудшение его свойств после окончания исследования.

1.5.2. Снятие кривых притока или восстановления давления с помощью испытателей пластов

Лластоиспытатели позволяют проводить селективные гидродинамические исследования поглощающих пластов с целью определения по полученным кривым притока или восстановления давления их параметров (коэффициентов продуктивности, гидропроводности и пьезопроводности, а также пластовых давлений).

1.6. Обработка результатов гидродинамических исследований

Проницаемый пласт в общем случае представляется из трех сред (трещиновато-кавернозной, среднепористой и мелкопористой), а математическая модель фильтрации воды в нем - уравнением

Q^mQt+ - ли/лр + к_£др + х₃(ар),    (З)

где Q - суммарный поток жидкости через проницаемый пласт;

,@з ~ потоки жидкости через трещиновато-кавернозную, среднепористую и мелкопористую среды.

Коэффициенты приемистости (продуктивности):

/Г/ - трещиновато-кавернозной среды с размерами каналов от десятых долей миллиметра до нескольких сантиметров с фильтрацией жидкости по закону Краснопольского-Шези;

Mg - среднепористой среды с размерами каналов от десятков микрометров до десятых долей миллиметра, где

жидкость движется по закону Дарси;

Aj - мелкопористой среды с размерами каналов от нескольких до десятков микрометров, где жидкость фильтруется по закону, описываемому формулой Qj = /1j(aP); ДР - перепад давления (депрессия) на проницаемый пласт. Коэффициенты Kj, Kg, Kg являются комплексными параметрами проницаемого пласта и рекомендуются к использованию при выборе наиболее эффективного метода изоляции.

Исходными данными для определения Kj, Kg, Kg являются результаты гидродинамических исследований (ГДИ) проницаемых пластов, представленных значениями Q_i и дР; (i = f_t2... п).

Строгий аналитический расчет Kj, Kg, Kg путем аппроксимации опытной зависимости Qi^m f (д Pi) уравнением (3) трудоемок. Поэтому для практических целей Мищевичем В.И. предложен упрощенный графоаналитический метод (приложение 2).

1.7. Определение раскрытия поглощающих каналов

Для определения раскрытия каналов применяют прямые или косвенные методы. К прямым методам относятся: фотографирование стенки скважины при непременном условии наличия в скважине воды и последовательная закачка различных размеров наполнителей.

К косвенным относится метод оценки условного раскрытия поглощающих каналов по механическому каротажу бурения.

I.7.I. Оценка условного раскрытия поглощающих каналов по механическому каротажу

1«1етод основан на том, что приращение механической скорости бурения пропорционально раскрытию поглощающих каналов. Для площадей бурения Саратовской области выведена зависимость

где & - условное раскрытие поглощающих каналов, мм;

^    - приращение средней механической скорости бурения

при вскрытии зона поглощения (в % ) по отношению к граничным 5-метровым интервалам бурения.

С учетом закупоривающей способности тампонажных материалов предложены рекомендации по выбору метода изоляции в зависимости от условного раскрытия & поглощающих каналов (приложение 3).

Для районов с другими геолого-техническими условиями зависимость    V'm) будет иной, однако данные о закупори

вающей способности тампонажных материалов носят общий характер.

1.7.2. Летодика оценки условного раскрытия поглощающих каналов по шламу

Анализ шлама при вскрытии зоны поглощения позволяет оценить величину раскрытия поглощающих каналов. Шлам отбирают до вскрытия поглощающего пласта в процессе его бурения и после проведения изоляционных работ.

Пробы отбирают шламоотборником, который устанавливается на 2-10 мин в желобе у устья скважины. Отобранный шлам промывают и просушивают.

Пробу шлама просеивают через набор сит с размером отверстий 10; 7; 5; 3; 2; I; 0,5; 0,25 мм. По результатам ситового анализа строят график распределения фракции шлама по весу и суммарную кривую. График распределения показывает весовые выходы частиц каждого размера в данной пробе. Его строят в виде гистограмм: на оси абцисс откладывают размеры фракций, а на оси ординат - выход фракций в %. Суммарную кривую строят в полулогарифмических координатах - на оси абцисс откладывают логарифмы диаметров фракций, а на оси ординат - суммарный вы-

ход фракций в %.

По характеру гистограмм и суммарной кривой определяют изменение фракционного состава шлама после вскрытия поглощащего пласта. В качестве критерия служит средний размер крупных фракций, уносимых в каналы пласта, по котором/ судят о раскрытии этих каналов. Принято, что размер пог лощащих каналов в два-три раза больше средневзвешенного диаметра проникающих в них частиц шлама.

1.8.    Определение направления и интенсивности водоперето-ков по отводу скважины

1.8.1.    Направление и интенсивность водоперетоков определяют с целью исключения их вредного влияния на качество изоляционных работ.

1.8.2.    Для определения направления водоперетоков необходимо применить комплекс промыслово-геофизических исследований (термометрия, расходометрия и т.д.) в соответствии с п.1.2.

1.8.3.    Для определения интенсивности водоперетока необходимо использовать расходомер, например, типа "Разведчик" Р-8, тарировав его применительно к условиям данной скважины.

1.8.4.    Направление и интенсивность водоперетоков можно определить расчетным путем (см.приложение 4) на основании данных гидродинамических исследований каждого пласта, проводимых при неустановившихся отборах с целью определения приемистости пласта (см.п.1.4).

1.9.    Определение уровня жидкости в скважине

I.9.I. По результатам замера уровней в поглощающих сква-

жинах с учетом параметров бурового раствора можно ориентировочно определить пластовое давление поглощающих пластов,

1.9.2. Дня замера уровня жидкости в скважине используют лебедку Яковлева с поплавком, электроуровнемеры (ТатНШ, ВНИИЬТ, ЭВ-1) и эхолот ЭМ-52.

2. ЛРПДОЛРЕадНИЕ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ ЬУРЕНЛИ СКВАЖИН

2.1.    Общие технологические мероприятия по предупреждению поглощений бурового раствора

2.1.1.    При проводке скважины проблема предупреждения поглощения сводится к регулированию давления, действующего на стенки скважины, и кольматированию проницаемых пород.

При известных величинах давления начала поглощения (или давления ГРЛ) и гидростатического давления предупреждение поглощения заключается в регулировании гидродинамического давления путем ограничения скорости выполнения технологических операций.

2.1.2.    На каждой разбуриваемой площади во всех вскрытых бурением зонах поглощения не менее чем в двух скважинах должны быть определены градиенты пластовых давлений и давлений гидроразрыва пластов для разработки обоснованных профилактических мероприятий по предупреждению осложнений и технологии изоляционных работ.

Пластовое давление должно определяться с помощью опробова-теля пластов со снятием кривой восстановления давления.

При бурении разведочных скважин и отсутствии достаточного количества промысловых данных о гидравлических разрывах пластов следует пользоваться значением модуля градиента давления

где J) ¹ - замеренное значение плотности, г/см³;

С - содержание газа в буровом растворе, %.

В процессе циркуляции необходимо обеспечивать постоянство заданной плотности бурового раствора, допустимые колебания плотности по циклу +.0,02 г/см³.

2.1.4.    При бурении долотами диаметром более 295 мм и глубине забоя менее 1500 и вязкость и статическое напряжение сдвига бурового раствора рекомендуется максимально увеличить с учетом сохранения прокачиваемости насосами (растекаемость по конусу АзНИИ не менее 12 см )• Во всех остальных случаях вязкость

по СЛВ-5 не должна превышать 25-35 с, СНС через I мин поддерживать менее 1,5 Па (15 мгс/см^), через 10 мин - менее 5 Па (50 мгс/см^). Водоотдачу необходимо снижать до 7 см³ за 30 мин.

2.1.5.    За 50 м до предполагаемой зоны поглощения рекомендуется перейти на роторный способ и уменьшить диаметр и длину УБТ, при этом расход бурового раствора поддерживается на минимально допустимом уровне и составляет, соответственно,для долот:

190 мм    -    6-8    л/с;

215.9    мм    -    8-10    л/с;

269.9    мм    -    12-15    л/с;

295,3 мм    -    18-20    л/с;

Для снижения гидравлических сопротивлений    при промывке в

буровой раствор необходимо добавлять нефть (до 10-15 %), графит, ССЬ, ШЛХ и другие реагенты в количестве 0,5-2 %.

2.1.6.    Перед пуском бурового насоса для разрушения структуры промывочной жидкости с целью уменьшения величины пускового давления необходимо производить расхаживание бурильной колонны

с проворачиванием или вращением. Восстановление циркуляции производить одним насосом с одновременным приподниманием колонны на длину рабочей трубы и постепенным (за 1-1,5 мин) перекрытием задвижки на выкиде. Второй насос следует подключить после восстановления полной циркуляции и снижения давления до нормального.

При восстановлении циркуляции производить спуск колонны бурильных труб с проворачиванием ротором не рекомендуется.

2.1.7.    Величина гидродинамического давления значительно увеличивается вследствие образования сальников на долоте, а также на замковых соединениях бурильных труб. В связи с этим при бурении глинистых и других отложений, склонных к сальнико-образованию, рекомендуется отрывать долото от забоя через кавдые 5-8 мин с интенсивной промывкой и расхаживанием на длину ведущей трубы. Скорость движения инструмента вниз при его расхаживании и проработке ствола скважины не должна превышать 0,2 м/с.

2.1.8.    После вскрытия зоны поглощения спуск инструмента производится с промежуточными промывками через 500-1000 м в обсаженном стволе, в башмаке последней колонны, а затем через каждые 200-300 м в скважинах, бурящихся долотами более I9C им, а в скважинах, бурящихся долотами менее 190 мм, через каждые 100-200 м.

Lo избежание возникновения больших величин гидродинамических давлений на пласт при спуске инструмента необходимо ограничить скорость движения инструмента до величин, приведенных в табл. 3.

Таблица 3 Местонахождение инструмента 1 Диаметр IДопустимая скорость, в стволе скважины I ствола, мм !    м/с

В зоне поглощения и 100 м выше 190 и менее 0,2-0,3 То же более 190 0,3-0,4 Выше зоны поглощения на 100-300 м 190 и менее 0,3-0,5 То же более 190 0,5-0,7 Ниже башака последней обсадной колонны (не дохо-^я^до^зоны поглощения 190 и менее 0,5-0,7 То же более 190 0,7-0,9

2.1.9. В особо сложных случаях, когда зоны поглощения представлены высокопроницаемыми породами и поглощения возникают при малых избыточных давлениях (1-2 МПа), могут использоваться специальные методы бурения: бурение при равенстве гидростатического и пластового давлений, бурение с применением двух растворов и бурение с плавающим столбом.

2.2. Применение наполнителей

2.2.1. Перед вскрытием поглощающих пластов, представленных пористыми или мелкотрещиноватыми породами, в буровой раствор вводятся наполнители, основные сведения о которых представлены в приложении 5. Ввод осуществляется равномерно (в течение 2-3 циклов промывки) через гидромешалку, приемную емкость или циркуляционную систему.

При этом раствор должен иметь минимально допустимую величину плотности и статического напряжения сдвига в пределах сох-

АННОТАЦИЯ

Настоящая инструкция составлена ВНИИКРнефтыо на базе "Временной инструкции по исследованию поглощающих пластов и борьбе с поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин", которая была издана в 1974 г. За прошедший период некоторые положения этой инструкции устарели и, кроме того, появились новые способы и средства борьбы с поглощениями, что потребовало переиздания указанной инструкции с учетом современного опыта предупреждения и ликвидации поглощений при бурении и креплении скважин на месторождениях ведущих нефтедобывающих районов страны. При разработке настоящей инструкции учтены основные положения и рекомендации, которые отражены в опубликованных за последние годы руководствах и инструкциях, составленных ВНИЛБТ, ВНЛИКРнефтью, Татнипинефгыо, Ьашнипинефтыо, Гипровос-токнефтью, КБ ПО Свратовнефтегаз, Волгсграднипинефтью* НВ НИИГГ, а также другими научно-исследовательскими организациями и производственными объединениями. Инструкция отражает современный опыт борьбы с поглощениями при бурении и креплении скважин.

В ней освещены вопросы исследования поглощающих пластов и определения коэффициентов их приемистости, предупреждения поглощений, наполнителей для борьбы с поглощениями, приводятся рецептуры различных тампонажных смесей и технология проведения изоляционных работ, описываются конструкции пакеров и перекрывающих устройств, а также отражаются основные требования к порядку проведения комплекса работ по цементированию скважин.

Ряд материалов справочного характера, расчеты и некоторые

практические рекомендации отражены в приложениях.

ранения способности удержания введенного в него наполнителя во взвешенном состоянии. Оптимальные количества наполнителей к массовая доля ), вводимых в буровой раствор для предупреждения поглощения, при которых не нарушается нормальное бурение скважины, приведены в табл.4.

Таблица 4

Наполнители	! Добавка наполнителей Л |при турбинном}при роторном } бурении } бурении
Древесные опилки	-	2,0-10,0
Целлофан до 12 т	0,1-1,0	I,0-5,0
Кожа "горох" 5-10 мм	0,1-0,5	I,0-7,0
Кордное волокно 3-20 мм	0,1-0,2	1,0-5,0
Слюда флогопит до 10 мм	0,1-2,0	2,0-7,0
Керамзит размером до 5 мм	-	0,5-5,0
Резиновая крошка до 8 мм	-	0,5-5,0
Подсолнечная ^гзга	-	0,5-5,0
Ореховая скорлупа 2-8 ш	—	I,0-5,0

2.2.2.    Для предупреждения поглощений наполнители могут применяться не только отдельно, но и в смеси друг с другом, при этом общее количество наполнителей в растворе не должно превышать оптимального. Необходимо, чтобы применяемый комплекс наполнителей включал в себя гранулированные волокнистые и пластинчатые наполнители.

2.2.3.    3 случае, если при бурении турбинным способом

При составлении настояцей инструкции учтены замечания и предложения широкого крута специалистов производственных и научно-исследовательских организаций Миннефгепрома, которым составители выражают благодарность.

Инструкция составлена В.И.Крыдовым, Н.И.Сухенко, С.М.Игнатовым, Б.М.Курочкиным, С.С.Джангировым, Н.М.Бондарец.

При составлении инструкции использованы научно-исследовательские работы и инструкции по борьбе с поглощениями сотрудников ВНИИБТ, ВНИИКРнефги, АЗИННЕФТЕХИий, Азнишшефги, Башнипинефти, ВНИИгеофази-ки, Волгограднипинефти, Гипровостокнефти, КБ ПО Саратовнефгегаз,

МИНХ и ГП, Нижневолжского НИИ1Т, Пермиипинефти, Севкавнипинефги и его Пятигорского филиала, Татнипинефги, Уфимского нефтяного и других институтов, а также объединений Грознефть, Башнефть, Куй-бышевнефть, Оренбургнефть, Пермнефгь, Татнефть и др.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РД 39

Взамен "Временной инструкции по исследованию поглощающих пластов и борьбе с поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин", утвержденной в декабре 1973 года

Приказом Министерства нефтяной промышленности

Jfc 227 от    мая_1982 г. срок введения

установлен с " *1    "_мая_1982 г,

I. иссллщование ПОГЛОЩАШИХ ПЛАСТОВ

I.I. Признаки вскрытия зоны поглощения

Разбуривание зон поглощения сопровождается характерными взаимосвязанными признаками: уменьшением давления и выхода циркуляции, уменьшением объема циркулирующего бурового раствора, увеличением механической скорости бурения, провалами и заклиниванием бурильного инструмента. При определении факта возникновения поглощения необходимо указание признаки рассматривать в комплексе.

Все изменения режима бурения, обусловленные вскрытием зоны поглощения,отмечаются в соответствующих документах для учета их при ликвидации осложнения.

1.2.    Определение интервала поглощения

Границы зоны поглощения определяют следующими методами.

1.2Л. Расходометрия позволяет определять границы зон поглощения, наличие и интенсивность перетоков жидкости из пласта в пласт.

Снимают расходограммы расходомером "Разведчик" Р-8, с пределом измерения скорости потока 0,03-1,8 м/с и погрешностью регистрации границ зоны поглощения - 0,5 м.

1.2.2.    Термометрия дает возможность выделять границы зон поглощения по характерным изломам температурных кривых, полученных после закачивания в скважину промывочной жидкости, с температурой, отличной от температуры в скважине.

1.2.3.    С помощью кавернометрии можно оценить интервалы зон поглощения по характерным изменениям диаметра ствола скважины. Кавернограммы используют при выборе места установки пакера для исследования или изоляции поглощения.

1.2.4.    Акустический каротаж позволяет выделять интервалы проницаемых зон по уменьшению скорости распространения и увеличению затухания упругих волн в горных породах.

Кроме того,для выделения зон поглощений могут применяться электрический, радиоактивный и другие геофизические методы.

1.2.о. Механический каротаж позволяет путем регистрации соответствующих аномалий механической скорости проходки с достаточной точностью выделять в разрезе зоны поглощения по зависимости механической скорости бурения от глубины.

1.2.6. лимический метод. Б спущенную до забоя колонну стальных бурильных труб закачивают 1-3 £~чый раствор сернокис-

лой меди (медный купорос) в объеме,равном объему заколонного пространства от забоя до предполагаемого места поглощения. Раствор продавливают в заколонное пространство со скоростью, не превышающей интенсивность поглощения исследуемого пласта, и выдерживают 10-15 минут. При этом раствор сернокислой меди поднимается до подошвы зоны поглощения, избыток его уходит в пласт, а на трубах появляется налет меди и её окислов с достаточно чёткой границей. По разности полной длины колонны труб и её омедненной части определяют глубину расположения подошвы зоны поглощения.

1.2.7. Опрессовка ствола скважины с использованием одного или двух пакеров

Местоположение зоны поглощения может быть определено с помощью одного пакера путем последовательной опрессовки участков ствола скважины снизу вверх с регистрацией давления закачки и расхода жидкости или селективной опрессовкой пластов с помощью двух пакеров.

1.3. Определение интенсивности поглощения

В промысловой практике интенсивность поглощения выражают непосредственно в единицах расхода или в приведенных единицах, определяемых отношением объема поглощения в единицу времени к перепаду давления на поглощающий пласт.

Зависимость интенсивности поглощения от перепада давления Oi =/(дР<)определяют путем гидродинамических исследований (ГДИ).

1.4. Гидродинамические исследования при промывке скважины водой

1.4.I. Прослеживание за падением уровня жидкости в

пользуют при выборе способов изоляции пласта. Для примера в приложении I приведены рекомевда*рш по выбору способов изоляции пласта, разработанные в Татнефти.

1.4.3. Отбор жидкости при установившихся режимах

Этот способ применяют при переливе жидкости из скважины. Перед исследованием скважину оставляют открытой для полного замещения столба жидкости пластовой водой, контролируя при этом плотность выходящей жидкости. Затем устье скважины герметизируют и определяют давление, под действием которого жидкость переливается из скважины.

Отбор жидкости регулируют изменением положения крана.

Число режимов работы скважины должно быть не менее трех. Каждый режим исследования должен иметь давление, отличное от давления предшествующего режима не менее, чем в 1,5-2 раза. При смене режимов необходимо фиксировать изменение давления во времени до полного установления его, при этом расход жидкости, определявши с помощью мерной емкости, должен быть постоянным. При построении графика AP-Q в прямоугольной системе координат за начало отсчета принимается показание манометра при герметизированном устье.

1.5.    Гидродинамические исследования при промывке скважины буровым растьором

1.5. X. Отбор жидкости при неустановившихся режимах

Перепад давления между пластом и скважиной создают путем

замещения в бурильных трубах бурового раствора жидкостью, плотность которой меньше плотности пластовой жидкости (например, водой).