- •Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
- •Витание твердых частиц в потоках жидкости, газа и газожидкостной смеси
- •Перепад давления в местных сопротивлениях циркуляционной системы
- •Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы
- •Определение потерь давления в долоте.
- •Распределение давлений в нисходящем потоке газа в трубах
- •Расчет подачи и давления компрессоров при бурении с продувкой
- •1.4. УСТАНОВИВШЕЕСЯ ТЕЧЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В СКВАЖИНЕ
- •Уравнения течения газожидкостных смесей
- •Перепад давлений в насадках долот при течении газожидкостной смеси
- •Перепад давления в турбобурах
- •1.6. РАСПОЗНАВАНИЕ ГАЗОВОГО ВЫБРОСА И ВЫБОР РЕЖИМОВ ЕГО ЛИКВИДАЦИИ
- •Расчет режима ликвидации газового выброса
- •2 ПОГЛОЩЕНИЙ ЖИДКОСТЕЙ
- •В СКВАЖИНАХ
- •2.2. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ
- •2.3. ИЗУЧЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ДАВЛЕНИЙ В НЕОБСАЖЕННЫХ СТВОЛАХ
- •2.5. КОЛЬМАТАЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД
- •2.7. НАПОЛНИТЕЛИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3 ТВЕРДЕЮЩИМИ РАСТВОРАМИ
- •3.1. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ И СМЕСИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3.1.1. ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ И РАСТВОРЫ
- •3.2. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
- •3.2.1. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ НА ОСНОВЕ МИНЕРАЛЬНЫХ ВЯЖУЩИХ
- •3.2.3. ТАМПОНАЖНЫЕ ПАСТЫ
- •3.4.1. ПАКЕРЫ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ
- •Глава ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
- •4.1. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ
- •4.1.1. ПРИЗНАКИ ПРОЯВЛЕНИЙ
- •AVmin = eS,
- •4.1.4. О ПРИРОДЕ ГАЗИРОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
- •Поступление газа (и других флюидов) в скважину вследствие диффузии
- •Фильтрация газа в скважину
- •Поступление флюида в скважину за счет капиллярного противотока
- •Контракционный эффект бурового (глинистого) раствора
- •4.2. ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН
- •4.2.5. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
- •4.2.7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ КАМНЯ ИЗ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА
- •4.2.10. КОНТРАКЦИОННЫЙ ЭФФЕКТ
- •4.3. ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ
- •5 СТЕНОК СКВАЖИНЫ
- •6.1. РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ И ХАРАКТЕРИСТИКА ММП
- •6.4. ТИП И КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ БУРОВОГО ПРОМЫВОЧНОГО АГЕНТА
- •6.5. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ
- •7 И ПОСАДКИ КОЛОННЫ ТРУБ,
- •ЖЕЛОБООБРАЗОВАНИЕ
- •7.1. ПРИРОДА ПРИХВАТОВ КОЛОНН ТРУБ
- •7.3. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ КОЛОННЫ ТРУБ
- •7.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ
- •7.4.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ
- •7.4.4. ПРИХВАТЫ ТРУБ В ЖЕЛОБНЫХ ВЫРАБОТКАХ
- •7.4.5. ПРИХВАТЫ ВСЛЕДСТВИЕ САЛЬНИКООБРАЗОВАНИЯ
- •7.4.10. УСТЮЙСТВА ДЛЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
- •7.4.11. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ АЛМАЗНЫХ ДОЛОТ
- •7.5. ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ
- •7.5.2. РАСХАЖИВАНИЕ ПРИХВАЧЕННОЙ КОЛОННЫ
- •7.5.3. УСТАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ ВАНН
- •7.5.6. ПРИМЕНЕНИЕ УДАРНЫХ УСТРОЙСТВ
- •7.5.7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА
- •7.5.9. ГИДРОВИБРИРОВАНИЕ КОЛОННЫ ТРУБ
- •8.2. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЮ АВАРИЙ
- •8.3. АВАРИИ
- •8.4. РАЗРУШЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
- •8.5. ОТКРЫТЫЕ АВАРИЙНЫЕ ФОНТАНЫ
- •9 В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ
- •9.1. ОТСОЕДИНЕНИЕ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ КОЛОННЫ ТРУБ
- •9.2. ЗАХВАТЫВАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ
- •9.3. ОТБИВАНИЕ ЯССАМИ ПРИХВАЧЕННЫХ ТРУБ И ИНСТРУМЕНТОВ
- •9.4. ОПЕРАЦИЯ ОБУРИВАНИЯ
- •9.5. ИЗВЛЕЧЕНИЕ МЕЛКИХ ПРЕДМЕТОВ
- •9.7. ИЗВЛЕЧЕНИЕ ИЗ СКВАЖИН ПРИХВАЧЕННЫХ ПАКЕРОВ
Глава |
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ |
2 |
ПОГЛОЩЕНИЙ ЖИДКОСТЕЙ |
|
В СКВАЖИНАХ |
Поглощение в скважинах буровых растворов и других жидкостей является одним из основных видов ос ложнений. Ежегодные затраты времени на их ликвидацию по предприятиям нефтегазовой промышленности б. СССР со ставляли 500 —600 тыс.ч. Однако эти затраты существенно увеличиваются, если учесть, что из-за поглощений цементного раствора не обеспечивается проектная высота подъема це ментного раствора, что приводит к необходимости проводить ремонтные работы; при освоении скважин (первичном и по сле капитального ремонта) происходит снижение проницае мости продуктивных пластов и т.д. Поэтому одним из путей сокращения цикла строительства скважин является совер шенствование способов и средств борьбы с поглощениями буровых растворов и иных жидкостей в скважинах.
Методика выбора мероприятий по предупреждению и борьбе с поглощениями жидкостей основана на количествен ных критериях, отражающих геологическое строение и гид родинамическую характеристику пластов.
2.1.ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ
ИЛИКВИДАЦИЯ ПОГЛОЩЕНИЙ БУРОВОГО И ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРОВ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
Опыт борьбы с поглощениями в нашей стра не и за рубежом показывает, что одним из эффективных способов ликвидации поглощений является закупорка погло щающих каналов с помощью наполнителей.
По данным фирмы "Пан америкен", за последние 30 лет при бурении используется более семисот видов закупорива ющих и других материалов, хотя стабильно и широко при меняется ограниченное число, как правило, наиболее деше
вые. Широко применяют в качестве наполнителей резиновую крошку, хромовую стружку, отходы реактопластов, улюк (отходы хлопкового волокна), выбуренный шлам, кордное волокно, кожу — “горох”, целлофановую стружку, ореховую скорлупу, древесные опилки и др.
Постоянные поиски эффективных способов изоляции по глощающих пластов в различных геолого-технических усло виях проводки скважин привели к разработке большого чис ла тампонажных смесей. Для успешного проведения изоляци онных работ следует использовать такие тампонажные сме си, которые обладают дополнительными сопротивлениями при движении в пористой среде и вязкость которых сильно увеличивается при высоких скоростях сдвига. Эти свойства присущи вязкоупругим жидкостям. Вязкоупругие свойства тампонажным смесям можно придать обработкой их поли мерными материалами или с помощью взрыва. В последнем случае “вмороженные" пузырьки газа продуктов взрыва обеспечивают обработанным смесям вязкоупругие свойства.
Весьма перспективны тампонажные составы'на основе бу ровых растворов, с помощью которых бурят скважины и которые отверждаются в процессе промывки вводом поли меров или вяжущих веществ.
При изоляции зон поглощения наибольшие трудности представляют зоны с повышенной интенсивностью поглоще ния, особенно в случае полной потери циркуляции.
Установить какие-либо закономерности возникновения поглощений и выбрать эффективные мероприятия и техно логию проведения работ по предупреждению и ликвидации поглощений из-за большого числа факторов, обусловливаю щих явление поглощения, очень сложно. Поэтому стали ис пользовать вероятностно-статистические методы для прогно зирования зон поглощений и выбора наиболее эффективных технологических мероприятий по предупреждению и борьбе
споглощениями.
2.1.1.ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВ
Поглощения буровых растворов и иных жид костей в поглощающие пласты обеспечиваются наличием пор, каналов, трещин, пустот в проходимых скважиной по родах и (или) недостаточной устойчивостью (сопротивляе
мостью) пород к давлению столба жидкости в скважине, в результате чего возникает гидроразрыв пород и в щели про никает жидкость.
2.1.1.1. ЛИТОЛОГОПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОГЛОЩАЮЩИХ ПОРОД
Поглощающие пласты в бурящихся скважи нах могут быть представлены пористыми, трещиноватыми и кавернозными породами. Пористые песчано-алевритовые по роды имеют трещины и обладают поровой трещинной про ницаемостью, трещиноватые породы имеют межзерновую пористость, а кавернозные породы разбиты микротрещи нами различной раскрытости.
Проницаемость песчано-глинистых пород зависит от раз меров пор, которые могут быть субкапиллярными, капилляр ными и сверхкапиллярными. Соединяющиеся между собой поры образуют поровые каналы, являющиеся путями движе ния жидкостей и газа. В субкапиллярных каналах жидкости удерживаются силами притяжения на поверхности минераль ных зерен, и в природных условиях жидкости в них пере мещаются очень медленно. В капиллярных каналах движение жидкостей происходит только при приложении силы боль шей, чем силы противодействия капиллярных сил. По сверх капиллярным каналам жидкости (вода, нефть и пр.) движутся свободно. К субкапиллярным каналам относятся каналы диа метром меньше 0,0002 мм, к капиллярным — 0,508 —0,0002 мм
ик сверхкапиллярным — больше 0,508 мм.
Втрещиноватых мелко- и среднезернистых песчаниках и алевролитах интенсивные поглощения буровых растворов не происходят, так как образующаяся при фильтрации раствора
впласт глинистая корка на стенке скважины имеет низкую проницаемость и препятствует проникновению раствора в пласт. В крупнозернистых песчаниках и алевролитах рас твор фильтруется с большой скоростью. Еще больше раствор проникает в пласты конгломератов, имеющих каналы диа метром 1 —5 мм и более.
Наиболее часто буровой раствор поглощается в карбонат ных (обычно известняки) породах. Различаются известняки с первичной или вторичной пористостью и трещиноватые. К первым относятся мел, раковинные и коралловые известня ки. Ко вторым — все известняки и доломиты, пористость которых является результатом последующего выщелачивания. Третью группу составляют известняки и доломиты, трещино
ватость которых обусловлена процессами доломитизации, вызывающими сокращение объема породы, или тектоничес кими причинами.
Раковинные, коралловые известняки и мел имеют вы со кую пористость, но их пустоты не все сообщаются между собой, что снижает их проницаемость. Известняки со вто ричной пористостью являются хорошими коллекторами. Раз личаются известняки мелкопористые, крупнопористые и ка вернозные. Трещиноватые известняки также обладают вы со кой проницаемостью.
Проницаемость к? трещиноватых пород зависит от коэф фициента их трещинной пористости и степени раскрытия
трещин. Наиболее часто значение |
рассчитывают по ф ор |
||||
муле |
|
|
|
|
|
к, = а |
10652 тг, мД, |
|
|
(2.1) |
|
где а |
— безразмерный коэффициент, который |
по данным |
|||
различных |
авторов колеблется |
в |
пределах 8,35 —8,50; 5 — |
||
значение |
раскрытия трещины, |
см; т, — коэффициент тре |
|||
щинной пористости, в долях единицы. |
|
||||
На |
интенсивность поглощений |
влияют также |
пересекае |
мые скважинами тектонические нарушения и гидравлические разрывы пластов. Тектонические нарушения разбивают плас ты пород на блоки, которые могут быть смещены относи тельно друг друга до 1000 м и более. В зонах дробления по род в области тектонических нарушений нередко возникают
интенсивные |
поглощения без выхода циркуляции. При |
гид |
равлическом |
разрыве пласта интенсивность поглощения |
р ез |
ко возрастает за счет увеличения площади контакта бурового раствора с породой по поверхностям трещины.
По размерам поглощающих каналов выбирают материал для изоляции поглощающих горизонтов.
2.1.1.2. АНОМАЛЬНО НИЗКИЕ ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ
Аномально низкие пластовые давления (АНПД) приурочиваются к верхней части разрезов воздыма ющихся регионов, где пласты подвергнуты физическому и химическому выветриванию, размыты и переотложены в по ниженные участки земной коры.
Погружение осадочных пород на большие глубины приво дит к их уплотнению и отжатию поровых вод. В скелете по
род возникают увеличивающиеся с глубиной напряжения Осотах. Между о,*ш геостатическим q и пластовым давле ниями в этих условиях справедливо соотношение:
= Я - |
ЛРпл, |
(2.2) |
где п — безразмерный коэффициент, равный 0,8 —0,9. |
|
|
В районах, |
где в течение длительного геологического |
вре |
мени происходит осадконакопление, кривая графика зависи мости Осотах = ЦЬ) выходит из начала координат. Если дав ления в пластах равны гидростатическим, то скелетные на
пряжения 0 ^ ^ |
с глубиной h увеличиваются линейно (рис. |
2.1, а). |
|
В разрезах, |
где напряжения в породах определяются ф ор |
мулой (2.2), открытых трещин и каверн не возникает, а дав ления в пластах равны или превышают гидростатические.
Область прогибания часто вовлекается в воздымание, и верхняя часть разреза подвергается размыву. Разгрузка пород от геостатического давления приводит к расширению их пус тотного пространства за счет деформаций скелета. По ука занным причинам давления в верхней части разреза могут установиться аномально низкими.
Вследствие того, что насыщающие поры пород воды име ют низкую сжимаемость, упругое увеличение объема скелета и пор породы сопровождается резким снижением пластового (порового) давления, если пласты имеют слабую гидродинами ческую связь с областью разгрузки или выше- и нижележа щими породами. Снижение температуры также способствует возникновению АНПД, так как коэффициент температурного расширения воды в десятки и более раз превышает коэф фи циент температурного расширения скелета породы. Но про цессы упругого разуплотнения пород в различных геологиче ских условиях протекают по-разному.
В областях, где осадконакопление происходило относи тельно медленно (платформа, плита и т.д.), породы за дли тельные геологические отрезки времени уплотняются и це ментируются так, что при снятии нагрузки упругого разуп лотнения плотных и крепкосцементированных пород почти не происходит. В таких районах основная причина возник новения АНПД — снижение температуры пород. К таким областям относятся, в частности, районы Урало-Поволжья (до 600-1500 м).
На рис. 2.1, б показан график зависимости а ^ а х = ЦЮ для разреза Шарлыкской площади (Шарлыкский выступ фун дамента Восточно-Оренбургского валообразного поднятия),
а |
|
б |
|
о |
20 |
40 °ск max’ МПа О |
20 40 <ТСК ш, х, МПа |
1000
2000
3000
h, м
в
О20 40 Сск т и >МПа
Рис. 2.1. Зависимость (Л) для По род Восточно-Кубанской впадины с гид ростатическими пластовыми давлениями (а), разрезов Шарлыкской площади (б) и Куландинской опорной скважины (в)
из которого видно, что на этой площади денудированы тол щи пород до 700 м. Замеры давлений показывают, что коэф фициент их аномальности равен 0,9 —0,95. Пониженные плас товые давления и широкое развитие открытых трехцин и ка верн приводят к поглощениям буровых растворов и ослож нениям скважин.
Аналогичный вид имеет зависимость = f(h) для раз реза Куландинской опорной скважины (Туранская Плита, по луостров Куланды в Аральском море) (рис. 2.1, в). ОтличНе аномально низких пластовых давлений от гидростатических в
то
таких районах с глубиной уменьшается, так как относитель ная разгрузка пород от геостатического давления и относи тельное снижение их температуры вниз по разрезу умень шаются.
Анализ графиков зависимостей oCKmax = f(h) для различных областей, литолого-петрофизические исследования кернов и характер поглощений буровых растворов показывают, что открытые трещины и каверны так же, как и АНПД, возни кают только в породах, современные нагрузки на которые значительно меньше действовавших на них ранее. Следова тельно, АНПД, открытые трещины и каверны генетически взаимосвязаны.
АНПД могут фиксироваться также в артезианских бассей нах. Такие случаи АНПД объясняются тем, что альтитуда ус тья скважины находится выше линии напора вод от области питания к области разгрузки.
2.1.1.3. ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ СУЩНОСТЬ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
Поглощение буровых и цементных растворов связано также с гидроразрывом пластов (ГРП). Физическая сущность и механизм гидроразрыва изучены главным обра зом в связи с выявлением возможностей увеличения продук тивности скважин. Давление разрыва и направление развития трещин зависят от вертикального и бокового горного давле ния, наличия естественной и искусственной трещиноватости, значения давления в поровом пространстве, пористости, про ницаемости горных пород и вязкости жидкости разрыва, по дачи насосов. Разрыв пласта сопровождается одновременно тремя явлениями: упругой и пластической деформацией гор ных пород, движением вязкой жидкости или суспензии по трещине, фильтрацией жидкости в горных породах.
ГРП в песчано-глинистых толщах прогибов и впадин на небольших глубинах происходят при давлениях столба буро вого раствора, значительно меньших геостатических давле ний. С глубиной давления ГРП возрастают и на больших глу бинах приближаются к геостатическому давлению (рис. 2.2). Подобное явление наблюдается и в районах спокойного зале гания горных пород, где проявление тектонических напряже ний маловероятно, и в районах напряженной складчатости. Возрастание давлений ГРП с глубиной различные исследова тели объясняют по-разному.
а |
б |
в |
Рис. 2.2. График изменения плотностей р поглощения промывочных жидкос тей Западно-Туркменской впадины:
а - Котур-Тепе; б - Барса Гельмес; в - Челекен
По многим данным, боковые составляющие напряжений в породах ох, ау меньше вертикальной составляющей о2 на зна чение коэффициента бокового распора:
ох = оу = ао2
Величина а зависит от коэффициента Пуассона v для рас сматриваемой породы.
Предполагается, что с глубиной под действием больших геостатических давлений и температур породы становятся более пластичными, и ох, оу и о2 постепенно выравниваются, что может обусловить увеличение давлений ГРП. Согласно этой точке зрения, образующиеся в пластах трещины гидро разрыва должны быть преимущественно вертикальными.
С.А. Христианович, Ю.П. Ж елтов и Г.И. Баренблатт счи тают, что ГРП при давлении меньше геостатического проис ходит при изменении напряженного состояния горных пород в приствольной зоне скважины. Вскрытие скважиной глинис тых пластов приводит к выдавливанию глин в скважину си лами упругого сжатия их скелета и поровых вод. В результа те этого напряжения вблизи скважины уменьшаются. Из-за уменьшения влагонасыщенности глины с глубиной становятся менее пластичными и не выдавливаются в скважину. Поэтому первоначальное напряженное состояние горных пород в приствольной зоне скважин изменяется мало, и давления ГРП
с глубиной возрастают и приближаются к геостатическому давлению. Трещины гидроразрыва могут быть горизонталь ными.
Рассмотренные причины ГРП при давлениях меньше геостатических позволяют объяснить многие особенности ГРП в осадочных толщах. Так, в монолитной однородной толще пород напряжения в приствольной зоне скважины почти не меняются, и для ее гидроразрыва необходимо создать давле ние в скважине, близкое или превышающее геостатическое. Если ствол скважины длительное время не закреплен колон ной, то деформации глинистых пластов увеличиваются, на пряжения в породах вблизи ствола скважины снижаются, что приводит к уменьшению давления ГРП.
Напряженное состояние горных пород в различных тек тонических зонах различно не только по площади, но и по разрезу. Это во многом определяет значения давлений и ме ханизм ГРП. В зонах сжатия давления ГРП при прочих рав ных условиях могут быть больше, чем в зонах растяжения горных пород.
При визуальных наблюдениях результатов ГРП на нефтешахте № 3 Ярегского месторождения Коми установлено, что трещина гидроразрыва может иметь раскрытость до 20 мм и достигать длины нескольких десятков метров. Развитие тре щин происходит по плоскости естественных нарушений.
На значение давления ГРП большое влияние оказывают реологические свойства жидкостей: чем больше значения ди намического напряжения сдвига и структурной вязкости жидкости, тем при меньших давлениях возникают ГРП. Свя зано это с тем, что слабофильтрующиеся жидкости оказыва ют большее гидродинамическое давление на стенки трещин разрыва, чем менее вязкие и легко фильтрующиеся в породы жидкости.
Буровые и цементные растворы создают повышенное дав ление на пласт, что иногда приводит к ГРП и поглощению жидкости.
Буровые и цементные растворы по своим физическим, структурно-механическим свойствам в процессе расширения трещины значительно отличаются от жидкостей разрыва, применяемых в нефтедобыче. Они также являются вязкопла стическими жидкостями, но имеют высокую водоотдачу.
Водоотдача цементного раствора может быть в десятки раз больше водоотдачи бурового раствора на водной основе.
Цементные растворы при наличии пористой (трещино ватой) проницаемой среды склонны не только отфильтровы
вать свою, но и пропускать через себя постороннюю воду. Цементные растворы обладают способностью загустевать, схватываться и превращаться в прочный камень. Все эти свойства находятся в тесном взаимодействии между собой. Водоотдача цементных растворов, особенно не обработан ных химическими реагентами, очень высока и зависит от природы самого вяжущего вещества, его удельной поверхно сти, условий, в которых они находятся, водоцементного о т ношения и других факторов. Через цементное тесто может профильтровываться такое количество воды, которое в не сколько раз превышает его объем. В то же время общая по теря цементным раствором воды приводит к более быстрому его загустеванию и схватыванию, создавая таким образом барьер, препятствующий дальнейшему проникновению рас твора в трещину.
ГРП вызывают и другие технологические факторы. Так, спуск бурильного инструмента в скважину с повышенной скоростью приводит к возникновению дополнительных гид родинамических давлений в стволе скважины, что нередко является причиной раскрытия трещин в породах и поглоще ния бурового раствора.
Таким образом, на давления ГРП влияют как геологичес кие особенности разрезов, так и технологические факторы. В таких условиях прогноз давления ГРП в бурящихся сква жинах связан со значительными трудностями.
При бурении разведочных скважин и отсутствии доста точного количества промысловых данных о гидравлических разрывах пластов можно пользоваться значением модуля гра диента давления гидравлического разрыва пластов близлежа щих площадей.
2.1.1.4. ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОГЛОЩАЮЩЕГО ПЛАСТА
Поглощение бурового раствора в скважинах обусловливается проницаемостью, пористостью, прочностью коллектора, пластовым давлением, объемом закачиваемого бурового раствора и его качеством.
При превышении давления в стволе скважин** над давле нием в пласте, вскрытом при бурении, раствор из скважИНы, преодолевая местные гидравлические сопротивления, будет проникать в поры, каналы и трещины пород. Снижение Дав ления в скважине по сравнению с пластовым приводит к
движению жидкости из пласта в скважину, т.е. к водонефтегазопроявлениям. Поэтому один и тот же пласт может быть поглощающим или проявляющим.
Возникновение поглощения также зависит от способа и технологии бурения. Механическое воздействие (удары, виб рации) бурильного инструмента на стенки скважины или большие избыточные давления могут вызвать поглощение бурового раствора в ранее изолированные или не проявив шие себя во время вскрытия горизонты.
В зависимости от толщины и прочности плотного участка породы или цементного камня, значения и цикличности на грузок, воздействующих на него, разрушение может про изойти в различные моменты: при спуске или подъеме бу рильного инструмента, восстановлении циркуляции, бурении, спуске или цементировании эксплуатационной колонны и т.п.
Другими технико-технологическими причинами, способст вующими возникновению поглощения бурового раствора, являются все факторы, вызывающие увеличение давления в затрубном пространстве при промывке скважины.
Явление поглощения связано с вскрытием проницаемых или (и) слабых пластов при бурении скважины и представля ет собой движение бурового раствора или цементного рас твора из ствола скважины в пласт под действием избыточно го (по сравнению с пластовым) гидростатического (гидроди намического) давления, возникающего в скважине в процессе ее проводки.
Факторы, влияющие на возникновение поглощений буро вого раствора и определяющие направление дальнейших ра бот, можно разделить на две группы.
1. Геологические факторы — тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопро тивления пород гидравлическому разрыву, значение пластово го давления и характеристика пластового флюида.
2. Технологические факторы — количество и качество по даваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спускоподъемных операций и др.
Поглощения начинаются при условии, что вскрытые плас ты обладают достаточно высокой гидропроводностью и пе репад давления между скважиной и поглощающим пластом выше определенного его значения, называемого критичес ким.
В случае недостаточной прочности горных пород происхо дит гидроразрыв.
Впервые задача о движении в пористой среде вязкопласти ческой жидкости была рассмотрена Р.И. Шищенко.
Его формула для определения глубины проникновения в пласт имеет вид
7 = *УДр |
(2.3) |
где к' — опытный коэффициент; d — диаметр зерен, слага ющих поглощающий пласт; Ар — перепад давления между пластом и скважиной; Р — коэффициент формы; т0 — пре дельное динамическое напряжение сдвига.
Я.А. Шварц глубину проникновения бурового раствора в пласт предложил определять по формуле
1=к - 1 ^ |
(2.4) |
где к —коэффициент, зависящий от формы обтекаемых час тиц; Н — глубина поглощающего пласта; у — плотность бу рового раствора; d^ — эффективный диаметр обтекаемых частиц; i — геометрический уклон пласта, определяемый уг лом его падения.
А.Х. Мирзаджанзаде получена формула для определения глубины проникновения вязкопластической жидкости в по ристую среду:
(2.5)
где Ар — перепад давления; к — проницаемость; d — по стоянный коэффициент; т0 — предельное напряжение сдвига буровой жидкости.
Движение бурового раствора в поглощающем пласте под чиняется сложным законам.
Согласно формулам Дарси и Дюпюи, при фильтрации во ды в гранулярных коллекторах зависимость расхода жидкос ти от перепада давления принимается линейной, и индика торная линия, построенная в координатах расход жид кости — перепад давления, представлена прямой. Однако для отдельных образцов пород зависимость скорости фильтра ции от изменения давления нелинейна. При этом скорость фильтрации растет быстрее давления. Такое отклонение от линейного закона объясняют влиянием “защемленного" воз духа, который по мере повышения давления или удаляется, или сжимается, увеличивая водопроницаемость породы.
Е.Е. Керсис рекомендует для радиальных потоков исполь зовать комбинированные зависимости, учитывающие наличие линейного закона фильтрации для внешней зоны области де прессии, где движение ламинарно, и квадратичный закон внутренней зоны, где движение турбулентно, т.е. зависимости типа
р = аО + ЬО2,
где р — давление на стенке скважины; а, Ъ — коэффициен ты, зависящие от параметров пласта и показателей закачива емой жидкости.
Эта зависимость остается справедливой и для течения вяз копластичной жидкости.
Однако и двучленное уравнение не может отобразить все го разнообразия особенностей поглощающего пласта.
Течение жидкости в трещиноватых пластах на основе ис пользования представления о двойной пористой среде рас смотрены Г.И. Баренблаттом и Ю.П. Желтовым. Согласно их мнению, поглощающие пласты могут быть представлены в виде трещин и блоков, которые условно объединяются в по ристую среду с высокой проницаемостью, где роль поровых каналов играют трещины, а роль зерен — блоки породы, и низкопроницаемую пористую среду, представленную собст венно блоками.
При этом считается, что в любой точке пространства имеются два давления и две скорости фильтрации, соответст вующие пористым средам. Фильтрация жидкости по обеим пористым средам подчиняется закону Дарси, но коэффици енты проницаемости для сред различны.
Такое модельное представление оказывается полезным при описании поведения деформируемых упругих пород с высо коразвитой трещиноватостью и позволяет описать некото рые виды индикаторных кривых
О = f(Ap).
На основе модели с начальным градиентом давления в блоках В.И. Мищевич выдвинул предположение о наличии трех законов фильтрации в поглощающих пластах: посколь ку поглощающие пласты представлены трещиноватыми, ка вернозными и пористыми зонами, то при их вскрытии наи более вероятно предположение, что фильтрация жидкости в этих породах происходит одновременно по различным зако нам. В первой — трещиноватой и кавернозной среде — по квадратичному закону Шези — Краснопольского, во второй —
среднепористой — по закону Дарси, в третьей — мелкопо ристой — по закону фильтрации с начальным градиентом давления в порах разного размера. Предложена формула для описаний процесса фильтрации в поглощающий пласт:
(2.6)
где О — интенсивность поглощения; Кх — коэффициент про дуктивности (приемистости) для первой среды при турбу лентном течении жидкости, характеризующий проницаемость этой среды, мощность пласта, радиус скважины, инерцион ные сопротивления, размеры трещин и каверн; К2 — коэф ф и циент продуктивности (приемистости) для второй среды; К3 — коэффициент продуктивности (приемистости) для тре тьей среды, характеризующий мощность пласта, отдельные показатели жидкости и т.д. Согласно этой модели формы индикаторных кривых, которые в прямоугольных координа тах Ар — О могут быть прямыми, выпуклыми, вогнутыми к оси О или 5-образными, имеющими при малых перепадах давления прямую или выпуклую часть, затем с ростом давле ния переходящими в вогнутые к оси расходов, зависят от характера проницаемости пласта при различных давлениях. При малых перепадах давления фильтрация жидкости через мелкопористую породу происходит в малом объеме. Через среднепористую породу жидкость фильтруется по закону Дарси.
При увеличении перепада давления расход жидкости через каверны и трещины увеличивается, через среднепористую породу жидкость продолжает фильтроваться по закону Дар си, и к фильтрационному потоку подключаются мелкопорис тые элементы породы. Различные соотношения между про ницаемостью указанных типов пород и перепадом давления определяют многообразие видов индикаторных кривых, На блюдаемых на практике.
Оценка гидродинамических характеристик поглощающих пластов в соответствии с существующими модельными пред ставлениями требует информации о кривых восстановления давления, т.е. О = f(Ap). Однако в процессе бурения имеются большие трудности непрерывного контроля изменения Ин тенсивности поглощения, и получение кривых О = f(Ap) требует специальных исследований.