* Царевич К.А, Шищенко РТ4, Бакланов Б.Д. Глинистые растворы в бурении. —Баку: Азнефтеиздат, 1935.

в случае содержания в пласте метана при температуре 60 °С (для 254-мм скважины без каверн) и 10-мм глинистой корки1 через 1 м2 поверхности за 1 сут продиффундирует 0,2 м3 газа. При этом количество продиффундировавшего в скважину газа должно быть обратно пропорционально тол­ щине корки. Конечно, для более точного расчета следует учитывать физико-химические особенности корки. Есть ос­ нования предполагать, что при толстых, но рыхлых глинис­ тых корках количество поступающего в скважину газа увели­ чивается.

Не проводя более подробного анализа, можно заключить, что общее количество газа, проникшего в буровой раствор скважины только за счет диффузии, мало. Поэтому объяс­ нить возможность внезапного выброса или интенсивного обогащения газом раствора нельзя2.

Количество диффундирующего в скважину газа возрастает, если в буровой раствор введена нефть, так как коэффициент растворимости газа в нефти выше. Отсутствие глинистой корки также должно способствовать повышению количества проникающего в скважину газа. Однако экспериментального подтверждения приведенных предположений пока нет.

Фильтрация газа в скважину

Имеется также предположение о фильтрации (эффузии) газа в скважину. Ее проявление возможно только при понижении давления в скважине до значений более низ-

1С уменьшением толщины глинистой корки при постоянных ее свойст­ вах диффузия газа возрастает.

2 Царевич К.А., Шищенко Р.И., Бакланов Б.Д. Глинистые растворы в бу­ рении. — Баку: Азнефтеиздат, 1935.

Рис. 4.6. Схема капиллярного противотока нефти из пласта в скважину, а

фильтрата раствора (воды) - из скважины в пласт при РмЛ > Рал; Г, * Г2 * * Г3 * ГА...; Рк1 > рм; Ря3 > Рл2; рк > Др

0,05 *“ 0,1 МПа. Для оттеснения нефти от ствола под избыточ­ ным гидростатическим давлением, создаваемым столбом бу­ рового растворе в скважине, градиент давления при внедре­ нии фильтрате в пласт будет незначительным (всего 0,0002МПа на \ см при перепаде давления 4,0 МПа); тогда как Для внедрения фильтрата раствора в пласт под действием разности капиллярных давлений достаточно преодолеть со ­ противление пласта длиной от 1 см до 1 м. Поэтому градиент дардения между различными поровыми каналами при не­ большом значении перепада 0,05 —0,1 МПа превысит 0,005 — 0,01 МПа, т.е. в 20 —50 раз выше градиента вдоль напластова­ ния от гидростатического перепада давления (под действием капиллярных сил). Этим М.Л. Сургучев обосновывает воз­ можность внедрения фильтрата бурового раствора в каналы меньшего диаметра с вытеснением из них нефти в более крупные, а по ним — в сква^кину.

Явление притока нефти из пласта в скважину и внедрение фильтрата (вод^д) из нее в пласт за счет предполагаемой раз­ ности капиллярных давлений М.Л. Сургучев называет капил­

ролита достаточна лишь для гидрофобизации незначительной части поверхности частиц, взаимодействие частиц дисперсной фазы происходит лишь в этих активных центрах, благодаря чему в растворе образуется пространственная структура. В результате гидрофильной коагуляции раствор приобретает свойства твердого тела (точнее, геля), а попавшая в ячейки структуры дисперсионная среда теряет свою подвижность. Однако перемешивание системы нарушает коагуляционно­ тиксотропную структуру и возвращает раствору свойства жидкости (золя).

Дальнейшее добавление электролита гидрофобизирует зна­ чительную часть поверхности глинистых частиц, давая им возможность слипаться по всей поверхности. Происходит гидрофобная коагуляция. Концентрированные системы при этом затвердевают, выпрессовывая воду (синерезис), а раз­ бавленные — разжижаются и обретают подвижность вследст­ вие выпадения осадка и потери структуры (коагуляционное разжижение).

Для промышленного использования буровых (глинистых) растворов большое значение имеет их способность вновь восстанавливать структуру в покое после механического раз­ рушения (явление тиксотропии). Перечислим факторы, кото­ рые при наличии теплового движения обусловливают тиксот­ ропию системы: 1) достаточно большое число частиц дис­ персной фазы в единице объема с вытянутой формой, облег­ чающей построение пространственной сетки; 2) наличие кол­ лоидной фракции, играющей роль склеивающего материала для грубодисперсных частиц; 3) не слишком высокая проч­ ность структуры и ее способность к остаточным деформа­ циям.

Характерной тенденцией современного бурения является уменьшение значения положительного перепада давления и поддержание его на уровне 2 —6 % от значения давления пла­ стовых флюидов.

Можно полагать, что существование предельного статиче­ ского и динамического напряжения сдвига в таких системах оказывает определенное влияние на значение положительного перепада давления.

Рассмотрим статическую задачу определения значения дав­ ления (назовем его “гидростатическим") столба бурового раствора на забой или стенки скважин на некоторой глуби­ не.

Для ньютоновской жидкости, не обладающей структурно­ механическими свойствами и заполнившей такую скважину,

где р — плотность жидкости; р0 — давление на свободной поверхности жидкости (обычно атмосферное).

Если скважина заполняется буровым раствором плотностью р с определенными структурно-механическими свойствами, давление на глубине Л нельзя точно определить по формуле (4.17) . Для упрощения задачи предположим, что предельное статическое напряжение сдвига бурового раствора в началь­ ный момент времени равно нулю, а затем мгновенно возрас­ тает до 0 и в дальнейшем не изменяется во времени. Тогда залитый в скважину буровой раствор в начальный момент времени создает давление, равное давлению столба истинной жидкости с той же плотностью и определяемое по формуле (4.17) . Возникновение структуры в последующие моменты времени не будет влиять на значение этого давления, если непрерывно не происходит: 1) увеличение или уменьшение столба бурового раствора, например, при доливе или оттартовывании; 2) приток жидкости из пласта; 3) отфильтровывание дисперсионной среды бурового раствора в пласт.

Пусть столб бурового раствора плотностью р увеличивает-

не превысит силы nD(h + АЛ)0, необходимой для сдвига все­ го столба раствора в скважине диаметром D, то давление на забое останется прежним. И только тогда, когда избыточное давление превысит сопротивление сдвигу, давление на забое

г\2

скачком увеличивается на величину -----АЛдр, где АЛ больше

4

некоторой критической величины АЛкрит. Для условия равно­ весия имеем:

раствора в скважине выброс раствора может произойти мгновенно, при достижении некоторого значения уровня при определенных значениях 0.

В случае притока высоконапорной жидкости или газа в скважину столб бурового раствора высотой Л до тех пор не придет в движение, пока избыточное давление не превысит

значение, необходимое для его сдвига. Давление, которому может препятствовать столб структурированной жидкости,

Т.е. давление в скважине, в частности на ее забое, без ви­ димого движения структурированного бурового раствора мо­ жет возрастать до максимального значения

При отфильтровывании дисперсионной среды бурового раствора у забоя скважины в пласт давление на глубине h может также снизиться на значение рС1 в то время как верх­ ний уровень в скважине не изменит свое положение.

Давление в результате такого отфильтровывания может достичь минимального значения

При определенных условиях (отфильтровывание воды или уход бурового раствора в пласт) давление со стороны сква­ жины на пласт станет равным нулю, если столб бурового раствора “зависнет" на стенке скважины благодаря значи­ тельной прочности пространственной структуры.

Условие равновесия в результате “зависания" единицы длины столба бурового раствора имеет вид:

наступить указанное явление.

Рассмотренные выше закономерности в значительной сте­ пени усложняются, если учитывать изменение значения пре­ дельного статического напряжения сдвига во времени, т.е. тиксотропию растворов. Значение р0 при этом будет изме­

няться плавно.

Следующий пример позволяет проиллюстрировать порядок изменения значения рс для цилиндрической вертикальной скважины глубиной 3000 м и диаметром 25,4 см, заполненной буровым раствором плотностью 1,35 г/см 3. Предельное стати­ ческое напряжение сдвига этого раствора равно 350 мгс/см2.

сказанного выше, давление у забоя на пластовые флюиды может также уменьшиться на

4ле

Рс = D -d

Значение рс для приведенных выше условий и D — d = = 7,25 см равно около 5,6 МПа и составляет 13,8 % по отно­ шению к давлению, создаваемому весом столба бурового рас­ твора. Стремление уменьшить зазор, что характерно для со­ временного бурения, приведет, как следует из формулы, к резкому росту значения рс. Так, при уменьшении зазора до

дят значение обычно поддерживаемого положительного пере­ пада давления, создаваемого избыточным утяжелением систе­ мы.

“Зависание" бурового раствора в кольцевом пространстве осуществляется, как это следует из сравнения формул (4.19) и (4.25), при значениях 0 значительно меньших, чем в трубе. Условие равновесия при “зависании" единицы длины столба бурового раствора в данных условиях имеет вид:

процессе длительного “упрочнения" предельное статическое напряжение реальных буровых растворов вполне может до­ стичь подобных значений и при локальном снижении давле­ ния у пласта вполне возможно поступление флюида в сква­ жину. Вследствие того, что трубы, спущенные в скважину, и кольцевое пространство между ними и стенками скважины являются, цо существу, сообщающимися сосудами, рассмот­ рим в общем виде условия равновесия в них бурового рас­ твора. Для упрощения задачи примем, что сообщающиеся сосуды представляют собой U-образную трубку диаметром D; характеристики бурового раствора остались прежними. Пусть в начальный момент времени уровни бурового раство­ ра в каждом из колен U-образной трубки находятся на од­ ной горизонтальной плоскости. Если теперь в одно из колен, например правое, доливать буровой раствор, то уровень в

левом колене будет сохранять свое положение до тех пор, пока вес избыточного столба раствора высотой Д7 и диамет­ ром D не превысит силу, обусловленную предельным статиче­ ским напряжением сдвига, необходимую для сдвига бурового раствора в обоих коленах. Если принять, что общая длина столба бурового раствора в момент сдвига равна 1 + Д2, то условие равновесия может быть выражено равенством, ана­ логичным формуле (4.18),

(4.27)

Аналогично можно рассмотреть случай, когда сообщаю ­ щиеся сосуды представляют собой центральное и кольцевое пространство двух вертикальных соосных цилиндров высо­ той 1 и диаметром D и d (D > d). Внешний цилиндр имеет дно. Если во внутренний цилиндр доливать буровой раствор на высоту Д1, то, учитывая изложенное выше, условие равно­ весия можно записать в следующем виде:

(4.28)

Следует отметить, что в формуле (4.28) не учитывается толщина стенок труб.

Изменение давления в результате притока пластовых флю­ идов или отфильтровывания дисперсионной среды из бурово­ го раствора, которые могут происходить на любой глубине из затрубного пространства, легко определить, если учиты­ вать приведенные выше формулы для сдвига структурирован­

ние, необходимое для одновременного сдвига столба структу­ рированной жидкости в колонне и кольцевом пространстве, расположенном ниже этого горизонта.

Трудности точного подсчета изменения давления в скважи­ не определяются следующими основными факторами: 1) не­ постоянством значения предельного статического напряжения сдвига по стволу скважины и 2) неопределенностью формы поверхности сдвига. Скважина не имеет форму цилиндра. В каждом конкретном случае сдвиг системы будет осуществ­ ляться по плоскости, для перемещения на которой требуется минимальная сила. Кроме того, скважина не является верти­

бине; Ро —— In — — уменьшение давления в столбе бурового

По этому уравнению можно определить давление столба газированного раствора на стенки или забой скважины. Для его решения относительно р необходимо использовать метод подбора или последовательных приближений. Авторы рас­ считали изменение плотности и давления с глубиной для рас­

h — для раствора, газосодержание которого равно 0,8.

Как следует из табл. 4.3, даже такое большое газирование раствора значительно влияет на плотность и давление лишь до глубин порядка 2000 м. Подобные результаты были полу­ чены и при использовании формулы Стронга. Влияние гази­ рования на изменение давления в процентах к рабс также приведено в табл. 4.3.

В связи с увеличением давления с глубиной благодаря сжа­ тию газированного раствора значение Арл положительно. Од­ нако подобные рассуждения можно применить для подсчета уменьшения давления при расширении газа, приняв за на­ чальную плотность раствора на определенной глубине. В этом случае значение Арл останется тем же, но со знаком минус.

Расчет показывает, что давление вследствие газирования

перепад давления, который специально создается избыточ­ ным утяжелением раствора. И если благодаря структурно­ механическим свойствам раствора перепад может умень­ шиться до нуля, то вызванное этим более интенсивное гази­ рование системы будет причиной перемены знака у противо­ давления, что лавинообразно ускоряет процесс газирования.

О механизме поступления газа в скважину

Пусть в начальный момент времени перепад давления определяется превышением давления столба раство­ ра над пластовым. Предположим, что отфильтровывание происходит из некоторого объема бурового раствора, значе­ ние которого достаточно мало, а предельное статическое на­ пряжение сдвига обусловливает удержание вышерасположенного столба бурового раствора.

Изменение объема бурового раствора под действием дав­ ления невелико.

Коэффициент объемного сжатия для жидкостей определя­ ется известной формулой

(4.34)

Если для воды Зр равен 47,5-10-6 см2/кгс, для буровых гли­ нистых растворов из карачахурской и сураханской глин со ­ ответственно 38,2-10-6 и 41,1-10-6см2/кгс.

При полном "зависании" столба раствора над рассматри­ ваемым объемом и вследствие малой сжимаемости незначи­ тельное отфильтровывание воды приведет к исчезновению первоначального напряженного состояния в этом объеме и уменьшит перепад давления, а следовательно, и водоотдачу до нуля. Так, согласно формуле (4.34) при перепаде давления в 2,5 МПа необходимо отфильтровать лишь около 0,1% от рассматриваемого объема жидкости для того, чтобы не про­ исходила фильтрация и, следовательно, не образовывалась корка на стенках скважины.

Для растворов, предельный статический сдвиг которых при данной конструкции скважины обеспечивает лишь час­ тичное зависание столба бурового раствора, перепад давления будет постепенно уменьшаться от максимального значения до рс. Столб бурового раствора сдвинется вниз и практически полностью восстановит первоначальный перепад давления,