Авпд в бурении

Аномальное пластовое давление — Горная энциклопедия

(a. abnormal seam pressure; н. anomaler Flozdruck; ф. pression anomale des couches; и. presion anomal en capas) — давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина к-рого отличается от нормального (гидростатического). Пластовые давления, превышающие гидростатическое, т.e. давление столба пресной воды (плотностью 10³ кг/м³), по высоте равного глубине пласта в точке замера, называют аномально высокими (АВПД), меньше гидростатического — аномально низкими (АНПД). A. п. д. существует в изолированных системах. Пo вопросу o генезисе A. п. д. нет единого мнения. Oсн. причинами образования A. п. д. считают уплотнение глинистых пород, процессы осмоса, катагенетич. преобразования пород и содержащегося в них органич. вещества, процессы тектогенеза и геотермич. условия земных недр. Kаждый из этих факторов может преобладать в зависимости от геол. строения и истории развития региона. Oднако, по мнению нек-рых исследователей, важнейшим, по-видимому, является температурный фактор, т.к. коэфф. теплового расширения разл. флюидов, заключённых в изолированном объёме пород, значительно больше, чем y минеральных компонентов г. п.

A. п. д. установлены бурением многочисл. скважин на суше и в акваториях при поисках, разведке и разработке нефт. и газовых залежей в отложениях от плейстоцена до докембрия в широком интервале глубин. Более часто встречается АВПД, особенно они широко развиты на больших глубинах (более 4 км). Oбычно АВПД превышают гидростатич. давление в 1,3-1,8 раза, значительно реже в 2,0- 2,2; при этом они обычно не достигают значений геостатич. давления, оказываемого весом вышележащих пород. Oднако в единичных случаях на больших глубинах были зафиксированы АВПД, равные или превышающие значения геостатич. давления, что, по-видимому, обусловлено действием дополнит. факторов (напр., в результате проявления землетрясений, грязевого вулканизма, роста солянокупольных структур). АВПД встречаются в CCCP в Волго-Уральском, Южно-Kаспийском, Днепровско-Донецком, Западно-Cибирском, Афгано-Tаджикском, Cеверо-Предкарпатском и др. нефтегазоносных бассейнах; за рубежом — в бассейнах Персидского и Mексиканского заливов, Caxapo-Восточно-Cредиземноморском, Цен- трально-Eвропейском и др. АНПД могут быть вызваны искусственно при добыче нефти, газа и воды, если не происходит восполнение отбираемых из пласта флюидов. Поверхностный признак такого снижения давления — проседание земной поверхности. АНПД зафиксированы в CCCP в Cеверо-Предкарпатском, Днепровско-Донецком, Cеверо-Причер- номорском, Иркутском и др. нефтегазоносных бассейнах, за рубежом известны в бассейнах Cан-Xуан, Предаппалачском, Денвер и др.

Hаличие АВПД благоприятно сказывается на коллекторских свойствах вмещающих пород, увеличивает время естеств. эксплуатации нефт. и газовых м-ний без применения дорогостоящих вторичных методов, повышает удельные запасы газа и дебиты скважин, является благоприятным в отношении сохранности скоплений углеводородов, свидетельствует o наличии в нефтегазоносных бассейнах изолированных участков и зон. Зоны АВПД, развитые на больших глубинах, особенно там, где они пользуются региональным распространением, содержат значит. ресурсы метана, к-рый находится в растворённом состоянии в перегретой (до 150-200°C) воде. Mетан можно извлекать, a также использовать гидравлич. и тепловую энергию воды. C др. стороны, АВПД являются источником аварий в процессе бурения. Hеожиданное вскрытие зон АВПД — причина мн. осложнений, ликвидация к-рых приводит к большим материальным затратам. При бурении в зонах АВПД буровой раствор для предупреждения выбросов из скважин утяжеляют. Ho такой раствор могут поглощать пласты c гидростатич. давлением и АНПД. Поэтому перед вскрытием пород c АВПД вышезалегающие поглощающие пласты перекрывают колонной. Eсли распределение давления в породах по глубине известно, то можно выбрать оптимальную конструкцию скважины, технологию бурения и цементирования и предупредить возможные осложнения и аварии. Hаличие зон АВПД значительно увеличивает стоимость скважин. Для прогнозирования АВПД используются в осн. сейсморазведка, данные бурения и разл. виды каротажа (электрический, акустический, гамма-каротаж, нейтронный и др.).

Литература: Aникиев K. А., Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенствование глубокого бурения на нефть и газ, Л., 1971; Kучерук E. B., Шендерей Л. П., Cовременные представления o природе аномально высоких пластовых давлений, M., 1975; Фертль У. X., Aномальные пластовые давления. Иx значение при поисках, разведке и разработке ресурсов нефти и газа, пер. c англ., M., 1980; Kerr R. А., Geopressured energy fighting uphill battle, "Science", 1980. v. 207, No 4438.

E. B. Kучерук, B. И. Kрылов.

Источник: Горная энциклопедия на Gufo.me

gufo.me

Аномальное пластовое давление — Статьи — Горная энциклопедия

АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ (а. abnormal seam pressure; н. anomaler Flozdruck; ф. pression anomale des соuches; и. presion anomal en capas) — давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого отличается от нормального (гидростатического).

Пластовые давления, превышающие гидростатическое, т.е. давление столба пресной воды (плотностью 103 кг/м³), по высоте равного глубине пласта в точке замера, называют аномально высокими (АВПД), меньше гидростатического — аномально низкими (АНПД).

Аномально пластовое давление существует в изолированных системах. По вопросу о генезисе аномально пластового давления нет единого мнения. Основными причинами образования аномально пластового давления считают уплотнение глинистых пород, процессы осмоса, катагенетического преобразования пород и содержащегося в них органического вещества, процессы тектогенеза и геотермические условия земных недр. Каждый из этих факторов может преобладать в зависимости от геологического строения и истории развития региона. Однако, по мнению некоторых исследователей, важнейшим, по-видимому, является температурный фактор, т.к. коэффициент теплового расширения различных флюидов, заключённых в изолированном объёме пород, значительно больше, чем у минеральных компонентов горных породах.

Аномально пластовые давления установлены бурением многочисленных скважин на суше и в акваториях при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых залежей в отложениях от плейстоцена до докембрия в широком интервале глубин. Более часто встречается АВПД, особенно они широко развиты на больших глубинах (более 4 км). Обычно АВПД превышают гидростатическое давление в 1,3-1,8 раза, значительно реже в 2,0- 2,2; при этом они обычно не достигают значений геостатического давления, оказываемого весом вышележащих пород. Однако в единичных случаях на больших глубинах были зафиксированы АВПД, равные или превышающие значения геостатического давления, что, по-видимому, обусловлено действием дополнительных факторов (например, в результате проявления землетрясений, грязевого вулканизма, роста солянокупольных структур). АВПД встречаются в CCCP в Волго-Уральском, Южно-Каспийском, Днепровско-Донецком, Западно-Сибирском, Афгано-Таджикском, Северо-Предкарпатском и других нефтегазоносных бассейнах; за рубежом — в бассейнах Персидского и Мексиканского заливов, Caxapo-Восточно-Средиземноморском, Центрально-Европейском и др. АНПД могут быть вызваны искусственно при добыче нефти, газа и воды, если не происходит восполнение отбираемых из пласта флюидов. Поверхностный признак такого снижения давления — проседание земной поверхности. АНПД зафиксированы в CCCP в Северо-Предкарпатском, Днепровско-Донецком, Северо-Причерноморском, Иркутском и других нефтегазоносных бассейнах, за рубежом известны в бассейнах Сан-Хуан, Предаппалачском, Денвер и др.

Наличие АВПД благоприятно сказывается на коллекторских свойствах вмещающих пород, увеличивает время естественной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений без применения дорогостоящих вторичных методов, повышает удельные запасы газа и дебиты скважин, является благоприятным в отношении сохранности скоплений углеводородов, свидетельствует о наличии в нефтегазоносных бассейнах изолированных участков и зон. Зоны АВПД, развитые на больших глубинах, особенно там, где они пользуются региональным распространением, содержат значительные ресурсы метана, который находится в растворённом состоянии в перегретой (до 150-200°С) воде. Метан можно извлекать, а также использовать гидравлическую и тепловую энергию воды. С другой стороны, АВПД являются источником аварий в процессе бурения. Неожиданное вскрытие зон АВПД — причина многих осложнений, ликвидация которых приводит к большим материальным затратам. При бурении в зонах АВПД буровой раствор для предупреждения выбросов из скважин утяжеляют. Но такой раствор могут поглощать пласты с гидростатическим давлением и АНПД. Поэтому перед вскрытием пород с АВПД вышезалегающие поглощающие пласты перекрывают колонной. Если распределение давления в породах по глубине известно, то можно выбрать оптимальную конструкцию скважины, технологию бурения и цементирования и предупредить возможные осложнения и аварии. Наличие зон АВПД значительно увеличивает стоимость скважин. Для прогнозирования АВПД используются в основном сейсморазведка, данные бурения и различные виды каротажа (электрический, акустический, гамма-каротаж, нейтронный и др.).

www.mining-enc.ru

ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕРМЕТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ ЦИРКУЛЯЦИИ

По мере увеличения глубин скважин, все чаще встречаются пластовые давления, превышающие гидростатические. Такие давления получили название аномально высокие. Аномально высокие пластовые давления (АВПД) известны в литературе с середины 1930-х годов, хотя их проявление в виде многочисленных выбросов и мощных фонтанов нефти, газа, воды отмечались значительно раньше [2]. Они установлены во всех нефтегазоносных районах мира, где проводилось или проводится глубокое бурение, причем, количество обнаруживаемых скоплений с АВПД увеличивается с ростом глубин скважин. В связи с этим аномально высоким пластовым давлениям в России и за рубежом уделяется все больше внимания, но, несмотря на это, до сих пор взгляды исследователей на природу их образования далеки от единства.

Состояние призабойной зоны скважины в период заканчивания скважин во многом определяет эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений. При вскрытии и разбуривании продуктивного пласта нужно уделять особое внимание технологическим приемам, которые снижают негативные воздействия технологических процессов на продуктивный пласт. Чтобы избежать возможных проявлений, вскрытие продуктивного пласта с аномально высоким пластовым давлением проводят утяжеленным буровым раствором, в который добавляется утяжелитель (барит, галенит, гематит, магнетит), что зачастую приводит к загрязнению пласта и проникновению фильтрата и тяжелых частиц в пласт. Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой отрасли, столб бурового раствора в скважине должен создавать давление, превышающее пластовое на величину от 5 % до 10 % в зависимости от глубины.

Однако в реальных условиях давление, оказываемое на продуктивный пласт, существенно больше из-за переутяжеления бурового раствора, движения вниз бурового инструмента, а так же из-за гидравлических сопротивлений при движении раствора в кольцевом пространстве. Чтобы максимально сохранить природное состояние коллектора, продуктивный пласт желательно вскрывать в условиях равновесия или на депрессии. Однако, отсутствие технических средств, для обеспечения надежной проводки скважины на равновесии или в режиме депрессии, вынуждают осуществлять вскрытие пласта в условиях репрессии. От репрессии на пласт зависят остальные процессы взаимодействия пласта с буровым раствором. Так же она может стать причиной изменения естественной трещиноватости и влияет на деформацию пород в прискважинной зоне продуктивного горизонта. Очевидно, что репрессия отрицательно влияет на коллекторские свойства продуктивного пласта, из-за чего увеличивается время освоения скважин, их производительность уменьшается, снижается коэффициент нефтеоотдачи.

Самым действенным и реальным мероприятием, позволяющим существенно улучшить качество вскрытия пластов в процессе бурения и испытания скважин, в настоящее время является ограничение (или регулирование) перепада давления на продуктивные пласты [4]. Величина перепада давления в системе скважина-пласты решающим образом влияет на объем фильтрата бурового раствора, вытесняющегося в пласты, на степень закупорки их твердой фазой раствора, шламом и, следовательно, на сохранение естественной проницаемости продуктивных отложений. Идеальным в этом плане представляется бурение без репрессий в условиях гидростатического равновесия или дефицита давления в скважине, то есть в условиях, когда давление рабочего агента меньше или равно пластовому. Такого положения можно достичь, при бурении с промывкой забоя пенами, аэрированными жидкостями, сжиженными газами, или с продувкой воздухом или газом. Однако, для этого необходимо, с одной стороны, точно знать величины пластовых давлений, что не всегда возможно. С другой стороны, бурение на грани выброса предполагает наличие безотказного и быстродействующего противовыбросового оборудования для регулирования противодавления на пласты и высококвалифицированного контроля. Обзор научно-технической литературы показывает, что на сегодняшний день такое оборудование в промышленном масштабе не изготовляется. Поэтому, несмотря на бесспорные преимущества (многократное увеличение механической скорости бурения, уменьшение поглощений и прихватов инструмента, сохранение естественных коллекторских свойств пород и др.), бурение с дефицитом давления, или гидростатическим равновесием в скважине пока осуществляется в опытном порядке, причем в условиях нормальных пластовых давлений или в истощенных пластах.

По результатам лабораторной оценки влияния гидродинамического поля на процессы фильтрации, проведенной на керновом материале, показано, что при гидродинамических воздействиях, образование кольматационной корки ускоряется в 100 и более раз. В результате воздействия скорость фильтрации через 15 - 20 секунд становится близкой к нулю, а степень кольматации достигает 95 - 96 %. Объем фильтрата, проникающего в керновой материал, снижается в десятки раз. Оценка эффективности применяемой технологии проводилась по значению удельной продуктивности пласта, увеличение которой составило почти 4 раза. Однако следует отметить [4], что, до настоящего времени отсутствуют исследования, позволяющие оперативно оценить влияние скорости фильтрации в продуктивный пласт в зависимости от типа коллектора, его коллекторских свойств, частоты и интенсивности воздействия при формировании кольматационного экрана непосредственно в процессе механического углубления ствола скважины, что не позволяет осуществлять оперативное управление кольматационным процессом первичного вскрытия пласта [1].

Американские исследователи [4] полагают, что существуют следующие основные виды загрязнения пласта:

1) реакция глин, содержащихся в нем, с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин;

2) кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора.

Очевидно, это только часть факторов, которые определяют падение проницаемости призабойной зоны пласта. Если принять к сведению, что на площади образца из обычного песчаника, равной 6,5 см², находится до 3000 пор, которые в известной степени определяют проницаемость [4], то становится понятным, насколько чувствительна эта поверхность к загрязнению.

В СевКавНИПИгазе была разработана технология вскрытия продуктивного пласта на равновесии методом регулирования дифференциального давления в условиях герметизированной системы циркуляции (ГСЦ), что позволяет плавно регулировать давление промывочного агента в системе и применять различные методы бурения:

1. Бурение на равновесии

2. Бурение с избыточным давлением – проведение полного цикла буровых работ

3. Бурение с использованием двух растворов, когда Р_з = Р_пл имеет место только при бурении, а спускоподъемные операции осуществляются после замены раствора в скважине на более тяжелый с целью компенсации пониженного забойного давления за счет эффекта поршневания, а также предотвращение проявлений, облегчения бурового агента в период, когда компоновка низа бурильной колонны находится не на забое скважины.

4. Бурение при депрессии на пласт

Буровые работы при данной технологии производятся с применением комплекса герметизирующих устройств на устье скважины, так как по утверждению авторов этой технологии [2], успешность бурения скважин полностью зависит от возможности раннего обнаружения проявления и методов плавного глушения начавшегося проявления. Значительное увеличение механической скорости бурения и уменьшение общей стоимости строительства скважины способствовало широкому распространению данной технологии за рубежом, где базируется на наличии надежного противовыбросового оборудования. Проанализировав результаты исследований режимов бурения при регулировании дифференциального давления в системе «скважина-пласт» и обработки фактических данных мной были сделаны выводы: применение метода бурения скважины при сбалансированном давлении на пласт в условиях аномально высоких пластовых давлений, основывающегося на оперативном определении параметров пластов, позволяет резко повысить технико-экономические показатели проводки глубоких скважин.

Исходя из условий максимального сохранения природного состояния коллектора, наиболее перспективным технико-технологическим решением, обеспечивающим вскрытие пластов в условиях АВПД является бурение на равновесии или управляемом дифференциальном давлении с использованием оперативной информации, поступающей с забоя скважины.

Дальнейшим путём развития, на мой взгляд, является разработка методов и технологий отбора проб промывочной жидкости, выходящей из затрубного пространства скважины.

Данный способ вскрытия продуктивных пластов с контролируемым забойным давлением позволит вызвать контролируемое проявление пластового флюида на забой скважины, вымыть его на дневную поверхность с целью установления природы флюида (вода, нефть, газ) и определить значение пластового давления. Для этого после поступления сигнала об установлении сообщения с пластом (повышение давления в наземной части системы циркуляции) открыть выкидную линию на блоке очистки промывочной жидкости и допустить на забой приток пластового флюидастрого заданного объема. Затем восстановить циркуляцию и вымыть пластовый флюид на дневную поверхность.

При этом закономерность изменения давления в емкости авторегулирования определяют исходя из условий pVT газовой пачки, движущейся по стволу скважины, и буферного газа в емкости авторегулирования соответственно по формулам:

; (1)

, (2)

где , , , – соответственно давление, объем, температура и коэффициент сжимаемости газа в забойных условиях; , , - соответственно давление, температура и коэффициент сжимаемости газа на текущей глубине скважины l, , , , - соответственно давление, объем, температура и коэффициент сжимаемости буферного газа в емкости авторегулирования,когда газовая пачка находится на забое скважины;, , - соответственно давление, температура и коэффициент сжимаемости буферного газа в емкости авторегулирования, когда газовая пачка находится на текущей глубине l.

Данная технология обладает рядом преимуществ перед технологией бурения, осуществляемой в условиях бурения на репрессии. К таким преимуществам следует отнести [1, 3]:

1) получение однозначного ответа о наличии продуктивных пластов во вскрываемом разрезе непосредственно в процессе бурения скважины;

2) сохранение естественной проницаемости ПЗП, сокращение сроков освоения и получение дополнительной добычи газа или нефти;

3) повышение механической, коммерческой и технической скоростей бурения;

4) экономию энергии и материалов на приготовление и обработку бурового агента и удовлетворение требованиям экологической безопасности.

В связи с возросшими в настоящее время требованиями к качеству заканчивания скважин, проблема сохранения естественной проницаемости продуктивных пластов при их вскрытии является очень актуальной и требует разработки и скорейшего внедрения на буровых и газодобывающих предприятиях новых технических решений.

Cписок литературы:

Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 679 с.
Карнаухов М.Л. Справочник по испытанию скважин / М.Л. Карнаухов, Н.Ф. Рязанцев. - М., Недра, 1984. - c.154-162
Крылов В.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. /А.И.Булатов, Л.Б.Измайлов, В.И.Крылов и др. - М.: Недра, 1981. - 240 с.
Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Кузнецов Ю.С. и др. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин. Нефтяное хоз-во, 2014, № 6, с. 7 – 10

sibac.info

Аномальное пластовое давление - это... Что такое Аномальное пластовое давление?

Аномальное пластовое давление: (a. abnormal seam pressure; н. anomaler Flozdruck; ф. pression anomale des couches; и. presion anomal en capas) - давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина к-рого отличается от нормального (гидростатического). Пластовые давления, превышающие гидростатическое, т.e. давление столба пресной воды (плотностью 10³ кг/м³), по высоте равного глубине пласта в точке замера, называют аномально высокими (АВПД), меньше гидростатического - аномально низкими (АНПД). A. п. д. существует в изолированных системах. Пo вопросу o генезисе A. п. д. нет единого мнения. Oсн. причинами образования A. п. д. считают уплотнение глинистых пород, процессы осмоса, катагенетич. преобразования пород и содержащегося в них органич. вещества, процессы тектогенеза и геотермич. условия земных недр. Kаждый из этих факторов может преобладать в зависимости от геол. строения и истории развития региона. Oднако, по мнению нек-рых исследователей, важнейшим, по-видимому, является температурный фактор, т.к. коэфф. теплового расширения разл. флюидов, заключённых в изолированном объёме пород, значительно больше, чем y минеральных компонентов г. п.
A. п. д. установлены бурением многочисл. скважин на суше и в акваториях при поисках, разведке и разработке нефт. и газовых залежей в отложениях от плейстоцена до докембрия в широком интервале глубин. Более часто встречается АВПД, особенно они широко развиты на больших глубинах (более 4 км). Oбычно АВПД превышают гидростатич. давление в 1,3-1,8 раза, значительно реже в 2,0- 2,2; при этом они обычно не достигают значений геостатич. давления, оказываемого весом вышележащих пород. Oднако в единичных случаях на больших глубинах были зафиксированы АВПД, равные или превышающие значения геостатич. давления, что, по-видимому, обусловлено действием дополнит. факторов (напр., в результате проявления землетрясений, грязевого вулканизма, роста солянокупольных структур). АВПД встречаются в CCCP в Волго-Уральском, Южно-Kаспийском, Днепровско-Донецком, Западно-Cибирском, Афгано-Tаджикском, Cеверо-Предкарпатском и др. нефтегазоносных бассейнах; за рубежом - в бассейнах Персидского и Mексиканского заливов, Caxapo-Восточно-Cредиземноморском, Цен- трально-Eвропейском и др. АНПД могут быть вызваны искусственно при добыче нефти, газа и воды, если не происходит восполнение отбираемых из пласта флюидов. Поверхностный признак такого снижения давления - проседание земной поверхности. АНПД зафиксированы в CCCP в Cеверо-Предкарпатском, Днепровско-Донецком, Cеверо-Причер- номорском, Иркутском и др. нефтегазоносных бассейнах, за рубежом известны в бассейнах Cан-Xуан, Предаппалачском, Денвер и др.
Hаличие АВПД благоприятно сказывается на коллекторских свойствах вмещающих пород, увеличивает время естеств. эксплуатации нефт. и газовых м-ний без применения дорогостоящих вторичных методов, повышает удельные запасы газа и дебиты скважин, является благоприятным в отношении сохранности скоплений углеводородов, свидетельствует o наличии в нефтегазоносных бассейнах изолированных участков и зон. Зоны АВПД, развитые на больших глубинах, особенно там, где они пользуются региональным распространением, содержат значит. ресурсы метана, к-рый находится в растворённом состоянии в перегретой (до 150-200°C) воде. Mетан можно извлекать, a также использовать гидравлич. и тепловую энергию воды. C др. стороны, АВПД являются источником аварий в процессе бурения. Hеожиданное вскрытие зон АВПД - причина мн. осложнений, ликвидация к-рых приводит к большим материальным затратам. При бурении в зонах АВПД буровой раствор для предупреждения выбросов из скважин утяжеляют. Ho такой раствор могут поглощать пласты c гидростатич. давлением и АНПД. Поэтому перед вскрытием пород c АВПД вышезалегающие поглощающие пласты перекрывают колонной. Eсли распределение давления в породах по глубине известно, то можно выбрать оптимальную конструкцию скважины, технологию бурения и цементирования и предупредить возможные осложнения и аварии. Hаличие зон АВПД значительно увеличивает стоимость скважин. Для прогнозирования АВПД используются в осн. сейсморазведка, данные бурения и разл. виды каротажа (электрический, акустический, гамма-каротаж, нейтронный и др.). Литература: Aникиев K. А., Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенствование глубокого бурения на нефть и газ, Л., 1971; Kучерук E. B., Шендерей Л. П., Cовременные представления o природе аномально высоких пластовых давлений, M., 1975; Фертль У. X., Aномальные пластовые давления. Иx значение при поисках, разведке и разработке ресурсов нефти и газа, пер. c англ., M., 1980; Kerr R. А., Geopressured energy fighting uphill battle, "Science", 1980. v. 207, No 4438. E. B. Kучерук, B. И. Kрылов.

Аномально вязкие нефти
Анортит

Смотреть что такое "Аномальное пластовое давление" в других словарях:

Аномальное пластовое давление — ► anomalous seam (strata) pressure Давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого отличается от нормального (гидростатического). Пластовые давления, превышающие гидростатическое… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Пластовое давление — (a. reservoir pressure; н. Lagerdruck; ф. pression de couche; и. presion de capa, presion de roca, presion de yacimiento) давление, к poe пластовые флюиды оказывают на вмещающие их породы. П. д. важнейший параметр, характеризующий энергию … Геологическая энциклопедия
ДАВЛЕНИЕ ПЛАСТОВОЕ АНОМАЛЬНОЕ — величина пластового давления в какой либо точке залежи (нефти или газа) или водоносного пласта, существенно отклоняющаяся в ту и другую сторону от величины условного гидростатического давления в точке замера. Геологический словарь: в 2 х томах. М … Геологическая энциклопедия
аномальний пластовий тиск — аномальное пластовое давление abnormal seam pressure *ànomaler Flözdruck – 1) тиск, що діє на флюїди (воду, нафту, газ), які містяться в поровому просторі породи, величина якого відрізняється від нормального (гідростатичного). Пластові тиски, які … Гірничий енциклопедичний словник

dic.academic.ru

Аномально высокие и аномально низкие пластовые давления (АВПД и АНПД).

Аномально высокие и аномально низкие пластовые давления (АВПД и АНПД).

Как отмечалось выше, при нормальных условиях пластовое давление в каждой точке залежи нефти и газа равно гидростатическому давлению, замеренному на уровне ВНК, плюс избыточное давление. В природных условиях существует много залежей, особенно на больших глубинах, имеющих пластовое давление, значительно превосходящее расчетное гидростатическое. Возникновение аномально высокого пластового давления объясняется следующими причинами:

Передачей части горного давления на залежь. Если скелет породы слабый, то часть горного давления передается на жидкость или газ, находящиеся в ее порах. К таким породам со слабым скелетом, в частности, относятся глины. Поэтому в изолированных линзовидных, карманообразных резервуарах, находящихся внутри глинистых толщ, возникают аномальные давления, превышающие нормальное гидростатическое давление.
Кратковременное повышение пластового давления возникает при землетрясениях. Наблюдения показывают, что в сейсмически активных областях перед землетрясением повышаются дебиты нефти в скважинах.
Тектонические движения по разломам. В приподнятом блоке залежи, разорванной разломами, в течении длительного времени будет сохраняться прежнее высокое пластовое давление, характерное до ее воздымания.
Вторичное увеличение объема залежи в зонах высоких температур. В зоне больших глубин и высоких температур сложные углеводородные соединения с длинными цепями разрушаются с образованием большого количества простых молекул. Увеличение числа молекул приводит к увеличению объема. Увеличение объема залежи приводит к возрастанию давления внутри замкнутого резервуара. По этой причине в газоконденсатных залежах, образующихся за счет разрушения газонефтяной залежи, часто наблюдается АВПД.
Вторичное сокращение объема пор в коллекторах при кристаллизации цемента в законтурных частях резервуара. Залежь при этом приобретает замкнутый и полузамкнутый характер.
Таким образом, аномально высокое пластовое давление возникает под действием разных причин, но главными из них являются замкнутая линзовидная форма резервуара, ее запечатанность со всех сторон непроницаемыми породами.

В недрах Земли существуют также залежи, имеющие аномально низкое пластовое давление. Появление его может быть обусловлено вторичным увеличением объема резервуара ввиду возникновения вторичной трещиноватости. Пониженные давления возникают и при повторном опускании залежей. При этом восстановление нового пластового давления происходит не сразу, и в течении длительного геологического времени в залежи будет сохранятся низкое пластовое давление, существовавшее до ее опускания.

oborudka.ru

способ раннего распознавания зон аномально высоких пластовых давлений (авпд) в процессе бурения - патент РФ 2342526

Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к способам предупреждения и предотвращения осложнений и аварий в процессе бурения. Техническим результатом является раннее распознавание предаварийных ситуаций при вхождении в зону аномально высоких пластовых давлений АВПД и оценка величины этих давлений. Способ включает измерение технологических параметров по сигналам от наземных первичных преобразователей-датчиков, в частности измерение механической скорости бурения и контроль режима разрушения пород на забое, а именно поверхностный, объемно-усталостный или объемный. В интервалах вхождения и дальнейшего разбуривания зон АВПД производят непрерывный контроль углубления забоя за один оборот долота и отношений текущей скорости бурения к соответствующей скорости в предшествующем долблении в одинаковых периодах времени от начала долблений и при идентичной литологии разреза. При этом контролируют углубление забоя за оборот долота более 0,3...0,4 мм при одновременном устойчивом во времени более 0,5 часа повышении механической скорости по сравнению с предшествующей и прогнозируют величину дифференциального давления между давлением промывочной жидкости на забое и пластовым давлением в пределах 3...4 МПа. При углублении забоя за оборот долота более чем на 1/3 средней высоты зубьев шарошечных долот или вылета резцов для долот режуще-скалывающего действия при одновременном повышении механической скорости в 2,5...3,0 раза для глинистых пород и в 1,7...2,0 раза для остальных пород прогнозируют величину дифференциального давления в пределах 0,5...1,0 МПа.

Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к способам предупреждения и предотвращения осложнений и аварий, связанных с нефтегазопроявлениями при разбуривании зон аномально высоких пластовых давлений АВПД. Способ обеспечивает раннее распознавание при вхождении в зоны АВПД, и на этой основе решают проблему.

Известны способы предупреждения аварий и осложнений в процессе бурения, связанные с нефтегазопроявителями при АВПД, основанные на контроле процессов притока пластовых флюидов в скважину посредством измерений определенных комплексов технологических параметров по сигналам от наземных первичных преобразователей-датчиков (Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716 102, 1987). К числу указанных параметров относятся: газосодержание и термоэлектрические характеристики бурового раствора на выходе, давление в нагнетательной линии, уровень раствора в емкостях, скорость потока в желобах и баланс долива при подъеме инструмента.

Недостаток таких способов состоит в том, что указанные технологические параметры сигнализируют о развитии притока с большим запозданием, после накопления в буровом растворе достаточных количеств пластового флюида и прихода раствора на устье скважины.

Единственным технологическим параметром, который практически мгновенно реагирует на изменение пластового давления, является механическая скорость бурения. При вхождении в зону АВПД скорость бурения возрастает как вследствие разупрочнения горной породы (в случае разбуривания глинистых пород), так и вследствие уменьшения дифференциального давления между давлением бурового раствора и пластовым давлением.

Известны способы определения пластовых давлений, основанные на контроле изменений механической скорости бурения: метод d-экспоненты (для глинистых пород) и метод -каротажа для остальных пород (песчаники, карбонаты, мергели и др.)

Недостаток этих способов состоит в том, что они устанавливают некоторую постоянную степень влияния пластовых давлений на скорость бурения, которая корректируется только при изменении плотности бурового раствора. В то же время известно, что степень влияния дифференциального давления (а следовательно, и пластового давления) на скорость бурения является величиной переменной и изменяется в широких пределах: от нуля до значительных изменений скорости бурения. Причем доминируют здесь два параметра: режим разрушения и диапазон изменений дифференциального давления. Отсутствие корректировки по указанным параметрам определяет низкую достоверность прогноза АВПД по d-экспоненте и данным -каротажа.

Известен способ прогноза пластовых давлений, основанный на закономерностях действия дифференциального давления (Е.Т.Струговец. Проблема прогнозирования пластовых давлений. Нефтегазопромысловый инжиниринг. М., 02.2005). Поскольку степень влияния дифференциального давления на скорость бурения определяется режимом разрушения (поверхностный, объемно-усталостный или объемный), а эти режимы обусловлены характером единичных актов разрушения при взаимодействии зубьев долота с породой, то вводится дополнительный расчетный параметр - углубление забоя за один оборот долота (в дальнейшем - углубление за оборот). Однако указанный способ, принятый за прототип, не дает количественных оценок, по которым можно судить о режимах разрушения и, следовательно, не пригоден для практического применения.

Предлагаемый способ раннего распознавания вхождения в зону АВПД ликвидирует недостаток прототипа и обеспечивает возможности для реализации способа в практике строительства скважин. Величину углубления за оборот определяют аналогично механической скорости бурения, но взамен времени на разбуривание принятого интервала глубины принимают число оборотов долота за тот же период времени. На основании экспериментальных исследований выявлено, что углубление за оборот менее 0,3...0,4 мм соответствует режиму поверхностного разрушения, когда влияние дифференциального давления на скорость бурения незначительно и распознать зону АВПД по этому влиянию нельзя. Углубление за оборот более чем на 1/3 средней высоты зубьев шарошечных долот или вылета резцов для долот режуще-скалывающего действия PDC соответствует режиму интенсивного объемного разрушения, когда происходят максимальные изменения скорости бурения от дифференциального давления. Промежуточные значения углубления за оборот соответствуют режиму объемно-усталостного разрушения, когда влияние дифференциального давления на скорость бурения нарастает по мере усиления интенсивности разрушения. Эта закономерность справедлива как для шарошечных долот, так и для долот режуще-скалывающего действия PDC и проявляется более резко при низкооборотных способах бурения.

Другая закономерность действия дифференциального давления связана с его величиной. По мере увеличения давления скорость бурения уменьшается с резко убывающим темпом и, когда давление достигает 3...4 МПа, наступает стабилизация скорости на некотором минимальном уровне.

В соответствии с предлагаемым способом раннее распознавание вхождения в зону АВПД производят следующим образом.

На некоторой глубине, которая предшествует ожидаемой зоне АВПД (не менее 50...100 м) контролируют углубление за оборот, механическую скорость бурения и литологический состав разбуриваемых пород. Если при этом углубление за оборот оказывается меньше 0,3...0,4 мм, то предпринимают действия для повышения этого показателя (увеличивают нагрузки или снижают частоту вращения долота, изменяют его тип и др.).

Устойчивое повышение скорости бурения (не менее 0,5 часа) при идентичной литологии разреза указывает на снижение дифференциального давления вследствие роста пластового давления. Начало этих изменений скорости соответствует дифференциальному давлению 3...4 МПа. Отношение текущей скорости бурения к предшествующей указывает на приближение к области равновесия - равенству давлений промывочной жидкости с пластовым давлением. При отношении скоростей более 2,5...3,0 для глинистых пород и 1,7...2,0 для остальных пород забойные условия близки к равновесию, не более 0,5...1,0 МПа.

Если бурение осуществляют долотами с фрезерованными зубьями, когда из-за износа зубьев происходит снижение скорости во времени, сравнивают текущую скорость бурения с соответствующей по времени от начала долбления скоростью предшествующего долбления. При использовании долот с вставными зубками или долот PDC скорости бурения изменяются мало и это повышает точность прогнозирования пластовых давлений и достоверность распознавания зоны АВПД по данному способу.

Таким образом, данные прогноза по контролю углублений за оборот и отношений текущей скорости к предшествующей скорости уточняют прогноз по притоку пластового флюида в скважину; особенно на ранней стадии вхождения в зону АВПД, когда притока вообще нет.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ раннего распознавания вхождения в зону аномально высокого пластового давления (АВПД), включающий измерение технологических параметров по сигналам от наземных первичных преобразователей-датчиков, в частности измерение механической скорости бурения, и контроль режима разрушения пород на забое, а именно: поверхностный, объемно-усталостный или объемный, отличающийся тем, что в интервалах вхождения и дальнейшего разбуривания зон АВПД производят непрерывный контроль углубления забоя за один оборот долота и отношений текущей скорости бурения к соответствующей скорости в предшествующем долблении в одинаковых периодах времени от начала долблений и при идентичной литологии разреза, при этом контролируют углубление забоя за оборот долота более 0,3...0,4 мм при одновременном устойчивом во времени более 0,5 ч повышении механической скорости по сравнению с предшествующей и прогнозируют величину дифференциального давления между давлением промывочной жидкости на забое и пластовым давлением в пределах 3...4 МПа, при углублении забоя за оборот долота более чем на 1/3 средней высоты зубьев шарошечных долот или вылета резцов для долот режуще-скалывающего действия при одновременном повышении механической скорости в 2,5...3,0 раза для глинистых пород и в 1,7...2,0 раза для остальных пород прогнозируют величину дифференциального давления в пределах 0,5...1,0 МПа.

www.freepatent.ru

Способ раннего распознавания зон аномально высоких пластовых давлений (авпд) в процессе бурения

Известны способы определения пластовых давлений, основанные на контроле изменений механической скорости бурения: метод d-экспоненты (для глинистых пород) и метод σ-каротажа для остальных пород (песчаники, карбонаты, мергели и др.)

findpatent.ru

Обнаружение и определение аномальных давлени

Существует несколько методов определения присутствия и величины давления в пласте. В процессе планирования новых скважин анализируется информация, полученная при бурении соседних скважин. Для того чтобы спрогнозировать пластовое давление на месте проводки будущих скважин, рассматриваются данные буровых журналов, записи параметров раствора, электрокаротажные диаграммы, результаты пластоиспытаний. При проведении непосредственно бурения используются другие методы (см. Табл. 1).

Таблица 1. Обнаружение и определение аномальных давлений

Опыт применения растворов и отчетность по скважине
Традиционно присутствие повышенного пластового давления на определенной площади выявляется на основе данных, отраженных в отчетах по буровому раствору и рапортах бурильщика, заполняемых в процессе бурения соседних скважин. Надежным показателем местонахождения и величины АВПД является плотность бурового раствора. В отчете по буровому раствору собраны сведения о таких проблемах, как выбросы, поглощения, дифференциальные прихваты и т.д. В рапорте бурильщика дано более детальное описание осложнений, возникающих в процессе бурения. В них также отражены данные о глубине установки обсадной колонны, используемых долотах, указаны результаты пластоиспытаний.

Иногда, использование параметра плотности бурового раствора для определения величины пластового давления может привести к неправильным результатам. Например, многие скважины бурят в условиях повышенного гидростатического давления, на растворе плотностью 1 фунт/галлон (0,12 кг/л), или на растворах с более высокой плотностью, чем реальные пластовые давления. При бурении в неустойчивых глинах (трещиноватых, ломких или гидрофильных), возникновения потенциальных осложнений часто пытаются избежать, применяя раствор с повышенной плотностью. Не смотря на это, плотности растворов, при которых происходит проявления из скважин, и плотности растворов, которые используются для глушения скважин, считаются надежными показателями величины действительного пластового давления.

При использовании данного подхода не учитывается стратиграфия района, где проводится бурение, хотя очень важно разбираться в геологических особенностях строения местности. При обработке данных, отраженных в рапортах и отчетах, необходимо учитывать возможные различия в том, что касается высоты над уровнем моря, наличия сбросов, соляных куполов и т.д.

Сопоставление геологических данных.
В районах, геологическое строение которых известно, но где бурение еще не проводилось, или где было пробурено лишь небольшое количество скважин, можно ожидать наличие зон АВПД в случае вскрытия пласта, давление в котором известно. Например, пласты Frio, Vicksburg и Wilcox в Южном Техасе почти всегда находятся под высоким давлением. Эти условия должны учитываться еще на стадии разработки конструкции скважины.

Метод электрокаротажа.

С помощью вышеупомянутой технологии можно получить общую информацию, однако необходимость в применении более точных методов определения зон нахождения и величины аномально высокого давления совершенно очевидна.
Анализ показаний прибора, спущенного на кабеле, при проведении каротажных работ на соседних скважинах, является наиболее надежным методом получения данных о наличии и величине АВПД.

В настоящее время в распоряжении проектировщиков может находиться множество каротажных диаграмм, полученных различными способами. Некоторые из них, оказавшиеся под меньшим воздействием условий в скважине, бывают более точными. Однако во всем мире принято опираться на результаты каротажных работ, проводимых специально для определения давления в конкретной местности. Например, наличие АВПД в породах, залегающих вдоль побережья Мексиканского залива, лучше всего определяется с помощью индукционного каротажа. Акустический каротаж широко применяется в карбонатных отложениях Восточного и Западного Техаса для определения пористости и сравнения геологических условий (индукционный каротаж редко применяется в Западном Техасе из-за особенных пластовых характеристик).

В любом случае, при интерпретации данных каротажа прямо или косвенно отражается параметр пористости. Процесс уплотнения глинистых пород с увеличением глубины происходит очень равномерно. При этом пористость пород снижается также равномерно по мере возрастания глубины залегания и повышения горного давления. Давление в пористом коллекторе можно определить по значениям давления в глинистых породах, которые его окружают. В интервалах и разрезах, сложенных «чистыми» сланцевыми глинами оценку проводить лучше всего по показателям изменения пористости. Пористость песчаников не может служить надежным параметром, также как и пористость карбонатных пород.

В условиях нормального давления по мере накопления осадочных отложений вода выжимается из нижних слоев за счет их уплотнения. Таким образом, пористость (объем пустот) снижается с ростом глубины. В условиях аномально высоких давлений жидкости, выжимаемые из отложений при их уплотнении, не могут свободно мигрировать к поверхности; при этом происходит изменение самого процесса уплотнения. Пористость перестает снижаться и, в большинстве случаев, начинает расти в точке, находящейся под верхней границей зоны высокого давления. Обычно ее называют «верхушкой зоны АВПД» или «переходной зоной» (см. Рис. 9). Опыт показывает, процесс уплотнения, происходящий в условиях нормального давления, лучше всего можно проиллюстрировать с помощью логарифмической функции; графически данный процесс будет изображаться в виде прямой линии, нанесенной на полулогарифмическую бумагу.

Рис. 9. Пористость глинистых пород при «нормальном» уплотнении и изменении направления

Хотман и Джонсон впервые обнаружили, что степень уплотнения можно определить с помощью данных каротажа сопротивления. Сланцевые глины под давлением обладают большей электропроводимостью (меньшим сопротивлением), поскольку, по сравнению с глинами, находящимися под нормальным давлением, залегающими на той же глубине, они содержат большие объемы соленой воды. Сопротивление является обратной функцией (1/1000) проводимости. Снижение сопротивления можно определить по соответствующим значениям на диаграммах индукционного каротажа (см. Рис. 10).

Рис. 10 Снижение сопротивления в верхней части зоны АВПД по данным каротажа.

Наличие зоны АВПД можно обнаружить, построив график зависимости величин сопротивления или проводимости от глубины. Например, на Рис. 11 изображен график проводимости, построенный по результатам данных каротажа при бурении скважины в глинистых породах Южного Техаса. Глубину, на которой происходит увеличение пластового давления, можно определить по отклонению кривой, построенной по измеренным значениям, от линии «нормального» направления (линии тренда), на графике — это 10 000 футов (3048 м). Рядом изображена кривая акустического каротажа.

Рис. 11. График проводимости и кривая акустического каротажа, построенные при проведении каротажных работ в процессе бурения скважины в зоне АВПД в Западном Техасе.

Подобный метод прогнозирования АВПД — с помощью интерпретации данных каротажа — очень широко применяется при проведении работ на месторождениях Мексиканского залива, поскольку к настоящему времени накоплен большой объем информации. К сожалению, существует ряд факторов, влияющих на величины удельного сопротивления глинистых пород, которые снижают точность результатов, получаемых при построении графиков на основе данных каротажа, это такие показатели, как (1) минерализация, (2) состав скелета породы или минералогические данные, (3) температура, (4) условия в скважине (тип раствора, фильтрат и т.д.). Для того чтобы компенсировать недостатки, возникающие в силу перечисленных факторов, были предприняты попытки улучшить данный метод. Наиболее логичное решение было предложено Дж. Гиллом — наносить на графики достаточное количество значений, чтобы распознавать эти переменные по смещению результирующих показателей, и, затем, соответствующим образом смещать линии тренда на графике. Этот метод может также применяться при построении графиков на основе данных акустического каротажа.

Метод акустического каротажа по скорости предполагает лишь незначительное влияние скважинных условий на его результаты.
При его проведении для компенсации отклонений используются два приемника, поэтому данный метод обычно называют акустическим каротажем по скорости с «компенсацией влияния скважины».

Единицей измерения при проведении акустического каротажа является микросекунда, в этих единицах фиксируется время прохождения звука вдоль определенного отрезка длины (интервал времени пробега). Звук передается на определенной скорости и проходит через чистую, без примесей, среду. Наличие примесей может исказить конечный результат. Например, в чистых глинистых сланцах (пористость 0%) звук передается со скоростью, приблизительно равной 16000 футам/с (4877 м/с) или 62,5 микросекундам/фут. При возрастании пористости 0 до 30% и заполнении порового пространства соленой водой, скорость падает до 12700 футов/с (3871 м/с), а интервал времени пробега увеличивается до 103 микросекунд/фут.

Интервал времени пробега на участке нормального давления уменьшается со снижением пористости. При достижении границы зоны повышенного давления линия тренда/основного направления меняет направление (см. Рис. 11). С помощью диаграмм акустического каротажа можно получить наиболее точные исходные данные. Однако данный метод не просто применить на многих месторождениях, расположенных вдоль побережья Техаса и Луизианы, поэтому для данной местности более надежным считается проведение индукционного каротажа.

При проведении менее распространенного метода — плотностного (или гамма-гамма) каротажа — измеряется объемная плотность пласта с привязкой к глубине. Несмотря на то, что данный метод разработан для определения пористости и литологии для оценки параметров продуктивного пласта, диаграммы плотностного каротажа позволяют применить корреляционный метод и провести сравнение между нормальным и аномальным способами уплотнения глинистых пород.

Метод заключается в том, что пласт подвергается облучению гамма лучами. Гамма излучение вступает в реакцию с электронами пород, окружающих ствол скважины, и, отражаясь от них, рассеиваются в обратном направлении. Встроенный в прибор датчик фиксирует интенсивность отраженного гамма излучения, которая меняется в зависимости от объемной плотности пород, окружающих ствол скважины. В показаниях приборов учитывается погрешность, связанная с нецилиндричностью ствола скважины и величиной толщины фильтрационной корки на стенках скважины более ¼ дюйма (6,3 мм).

В связи с тем, что объемная плотность пласта в зонах АВПД намного ниже, чем плотность глинистых пород, находящихся под нормальным давлением, для определения подобных зон часто применяют метод гравиметрической съемки. Другие геофизические методы исследования, такие как сейсморазведка методом преломленных волн, хоть и имеют ограничения — с их помощью невозможно отличить, где глинистая порода, а где соляной массив — допускают дифференцирование.

fluidspro.ru

Лукьянов Э.Е. Оперативная оценка аномальных пластовых давлений в процессе бурения [PDF]

Новосибирск: ИД Историческое наследие Сибири, 2012. – 424 с.Актуальность оперативного определения и оценки аномально высокого порового (в глинах) и пластового (в пластах-коллекторах) давлений обусловлена значительным объёмом поисково-разведочного и эксплуатационного бурения в самых различных регионах Российской Федерации, целью которого является вскрытие отложений, характеризующихся наличием одной или нескольких зон АВПоД и АВПД.
На сегодняшний день единственным оперативным источником информации о состоянии ствола бурящейся скважины (не считая периодически получаемой информации по комплексу ГИС при проведении промежуточных каротажей) являются геолого-технологические исследования (ГТИ).
Обеспечение безопасности проведения буровых работ, а также определение порового и пластового давлений (прогнозирование зон АВПД и АВПоД) при производстве ГТИ регламентируется разделами 6.1,6.4 по ГОСТ Р 53375-2009.
Известно, что большинство осложнений и аварий возникает при бурении в условиях несбалансированного равновесия между поровым, пластовым давлениями в открытой части разреза и гидростатическим давлением промывочной жидкости в стволе скважины. В этих условиях необходима оперативная оценка поровых давлений в глинах и пластовых давлений в коллекторах на основе данных ГТИ, что позволяет выбрать оптимальную плотность промывочной жидкости и уточнить глубины спуска обсадных колонн.
Достоверность оценки АВПоД и АВПД существенно повышается при комплексном использовании как данных ГТИ, так и данных геофизических исследований скважин (ГИС), получаемых при проведении каротажа в процессе бурения (КПБ) или каротажа на буровом инструменте.
В основу методических рекомендаций, изложенных в данной работе, положени отечественный и зарубежный опыт, интегрированный в публикациях известных исследователей, часть которых оформлена в виде методических рекомендаций и указаний. В то же время все предлагаемые методики содержат существенные нововведения, разработанные автором-составителем в последние годы и направленные на повышение надежности и достоверности решения задач.
Работа рекомендуется, в первую очередь, для операторов и интерпретаторов службы ГТИ, геологов, технологов, буровых мастеров, супервайзеров и специалистов проектных организаций, занимающихся проектированием и реализацией мероприятий по строительству скважин в зонах АВПД. В то же время она может служить учебным пособием для студентов высших и средних специальных курсов по подготовке операторов ГТИ, супервайзеров, а также слушателей курсов повышения квалификации.
Содержание
Общие положения
Причины возникновения аномально высоких пластовых давлений
Методика определения поровых давлений
Нормализация механической скорости бурения с целью решения задач ГТИ
Оценка АВПД по другим данным ГТИ
Оценка АВПД по данным бурового шлама
Методика оперативного определения забойного давления в скважине
Изучение напряжённого состояния геологического разреза
Определение АВПД при комплексном использовании данных ГТИ и каротажа в процессе бурения
Особенности распределения АВПоД и АВПД в различных горно-геологических условиях
Оценка градиента давления разрыва пласта
Организация работ по оперативному выявлению АВПД комплексной технологией ГТИ – КПБ

www.twirpx.com

Добавки для буровых растворов UNIDRIL

ХАРАКТЕРНЫЕ ОТЛИЧИЯ РАСТВОРА НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

Такие буровые растворы обладают рядом преимуществ по сравнению с любой системой на водной основе.

Непревзойденные ингибирующие способности.
Высокая толерантность к содержанию выбуренной породы.
Низкий коэффициент трения.
Высокая стабильность исходных параметров раствора в широких пределах.
Низкий уровень фильтрации и полное отсутствие воды в фильтрате.
Возможность многократного повторного использования состава без дополнительной очистки.
Высокая толерантность к загрязняющим факторам (цемент, пластовая вода и др.).

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМЫ

Благодаря многочисленным положительным характеристикам углеводородные буровые растворы UNIDRIL нашли широкое применение. Они оптимально подходят для использования:

при бурении скважин сложной траектории в интервалах пород, склонных к осыпанию;
при проводке горизонтальных скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях;
при необходимости обеспечения максимального качества вскрытия продуктивного пласта;
в бурении скважин с большим отходом от вертикали.

ОСОБЕННОСТИ И ПРЕИМУЩЕСТВА РУО

Существующая проблема. Рецептура системы UNIDRIL разработана с учетом специфических особенностей применения растворов на углеводородной основе на месторождениях России и в частности Ямала. Многократное повторное использование РУО приводит к накоплению в нем мелкодисперсной коллоидной твердой фазы. Размеры включений не позволяют эффективно удалять их из бурового раствора стандартным оборудованием очистки. Увеличение концентрации мелкодисперсной выбуренной породы приводит к увеличению пластической вязкости системы и способствует возникновению повышенных давлений на насосе и эквивалентной циркуляционной плотности.

Решение. При разработке системы UNIDRIL специалистами компании «АКРОС» было предложено использовать специальный пакет ПАВ и эмульгаторов, которые снижают негативное влияние выбуренной породы. Подобранные добавки должны взаимодействовать с мелкодисперсными твердыми частицами, что способствует предотвращению значительного роста реологических параметров. Данное преимущество позволяет снизить расход минерального масла для поддержания проектных значений пластической вязкости. В качестве дополнительных реагентов для обработки углеводородной системы UNIDRIL применяются:

специальная смазочная добавка для РУО. Она необходима для снижения крутящего момента и нагрузки на крюке при бурении скважин с большим отходом от вертикали;
микробарит. Основная область его использования – бурение боковых стволов малого диаметра. Применение микробарита позволяет готовить растворы высокой плотности с минимальными реологическими параметрами и достигать низких давлений и значений эквивалентной циркуляционной плотности при создании скважин.

Буровые растворы изготавливаются из качественных компонентов от проверенных поставщиков. Это гарантирует их эффективность и соответствие заявленным параметрам.

www.akros-llc.com