технология бурения 2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Ркп – потери давления в кольцевом пространстве.

Наибольшие потери давления происходят в долоте и забойном двигателе (от 50 до 70 %). В кольцевом пространстве они, как правило, меньше, чем внутри труб.

В случае циркуляции через штуцерную батарею (при ликвидации нефтегазоводопроявлений) потери давления составят:

где Рош – потери давления в отводном канале (от задвижки устья скважины до регулируемого штуцера); Рш – потери давления на регулируемом штуцере.

Любое изменение величины перепада давления в данной точке циркуляционной системы (размыв или закупорка насадок долота, изменение пропускного сечения дросселя и др.) повлечет идентичное изменение давления до этой точки и далее оставит его неизменным. Таким образом, состояние отверстия дросселя регулирует давление в любой точке циркуляционной системы.

При цементировании скважин потери давления обусловлены зака-

где Рца – давление на насосах цементировочных агрегатов.

Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.

При проведении спуско-подъемных операций в скважине могут возникать значительные по величине гидродинамические давления.

В результате подъема труб в начальный момент в буровом растворе возникают напряжения растяжения, и чем больше его объемная прочность, тем более длительное время не происходит движения раствора. Возникает эффект свабирования, вызывающий снижение давления на

199

8

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

стенки скважины и забой. В начале движения бурильной колонны создаются дополнительные колебания давления, обусловленные разрушением структуры раствора. Для компенсации эффекта свабирования создают запас давления от 2,5 до 3,5 МПа.

При спуске труб происходит сжатие всего объема бурового раствора в затрубном пространстве, инициируется давление под долотом (башмаком), сдвигающее раствор. Возникает эффект поршневания, вызывающий увеличение давления в скважине, что может привести к поглощению бурового раствора. В начале спуска свечи давление под долотом возрастает, а после торможения оно снижается и может стать меньше гидростатического, что может вызвать поступление пластового флюида в скважину.

Напряжения растяжения и сжатия после окончания спуска или подъема каждой свечи снижаются во времени. Время релаксации может достигать нескольких часов в зависимости от длины колонны труб и величин возникающих напряжений.

Гидродинамическое давление зависит от многих случайных факторов – таких как кавернозность ствола скважины, образование сальников на бурильных трубах, толщина фильтрационной корки, эксцентриситет и др. В связи с этим в настоящее время не существует единой точки зрения на методы расчета гидродинамического давления при спуско-подъемных операциях.

Избыточное давление

Избыточные давления Ри в скважине возникают в случае превышения пластового давления над гидростатическим (при нефтегазоводопрявлениях).

Избыточное давление в бурильных трубах измеряют манометром на стояке при закрытой скважине без циркуляции, в обсадной колонне – в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутствии циркуляции.

Забойное давление

Давление на забой скважины при циркуляции жидкости всегда превышает гидростатическое (рис. 11.4):

200

9

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 11.4. Графики забойного давления в скважине

201

10

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для определения гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве в практических расчетах обычно используется формула Дарси – Вейсбаха:

где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений (0,03…0,05); υ – скорость течения жидкости;

D – диаметр скважины;

d – наружный диаметр бурильных труб.

В некоторых случаях имеется необходимость в обратной циркуляции. Внутри скважины для данного расхода перепады давлений при прямой и обратной промывке одинаковы. Однако давление на забой при обратной циркуляции значительно больше, чем при прямой циркуляции.

Вслучае прямой циркуляции:

–для турбулентного течения жидкости

где G – уменьшение веса бурильной колонны при промывке скважины, Н;

d – наружный диаметр труб бурильной колонны, м;

Pc – давление на устье скважины при обратной промывке, Па;

f – коэффициент, учитывающий распределение касательных напряже-

ний (f = 1,03…1,08).

Точность расчета гидравлических сопротивлений по формулам 11.16– 11.18 будет зависеть от класса точности датчика веса бурильной колонны и погрешности при определении фактического диаметра скважины.

Забойное давление при глушении скважин в случае ГНВП:

202

11

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

На величину забойного давления при спуско-подъёмных операциях влияют скорость движения бурильной колонны, площадь кольцевого зазора, реологические характеристики промывочной жидкости, тип обратного клапана и др.

При подъеме бурильной колонны забойное давление равно:

где Рдп – гидродинамическое давление под долотом; Рф – снижение забойного давления в результате фильтрации, контрак-

ции, седиментации и температурных изменений; Рнд – снижение давления за счет недолива скважины.

При спуске бурильной колонны давление на забой скважины равно:

где Рст – температурные изменения гидростатического давления бурового раствора.

При спуске каждой свечи бурильного инструмента под долото возникают знакопеременные гидродинамические давления. В начале спуска свечи с ростом скорости спуска нарастает и гидродинамическое давление под долотом. После того как скорость выровнялась, оно достигает максимума и остается постоянным до момента начала торможения. При резком торможении – снижается до нуля, и давление в скважине становится ниже пластового.

Экспериментально установлено, что давление, возникающее под долотом, практически не передается на забой, если расстояние между ними более 700–800 м. Скорость движения колонны в диапазоне от 0,16 до 0,55 м/с не оказывает существенного влияния на величину забойного давления.

11.2.Причины формирования зон

саномальными пластовыми давлениями

Образование аномальных давлений требует одновременного присутствия непроницаемой перегородки (покрышки) и самого фактора, создающего аномальное давление.

Непроницаемые перегородки имеют седиментологическое и тектоническое происхождение (накопление осадков малоили непроницаемых отложений, тектоническая активность, явления диагенеза).

Существует множество факторов, являющихся причиной происхождения аномально высоких пластовых давлений, которые связаны с геологическими, физическими, геохимическими и механическими

203

12

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

процессами. Вероятно, несколько факторов одновременно способствовали образованию АВПД в каждом конкретном геологическом регионе.

Основные из них:

–Пьезометрический уровень пластовых флюидов. Влияние региональной потенциометрической поверхности, имеющей аномально высокий уровень. Это главная причина наличия артезианской воды в системе.

–Разность плотностей в нефтеводяных и газоводяных системах. Давление пластовой воды в залежи может быть нормальным на водонефтяном контакте, тогда как в кровле пласта наблюдается избыточное давление, обусловленное разностью плотностей углеводородов и воды. Избыточное давление пропорционально разности плотностей флюидов и высоте столба углеводородов. Это избыточное давление может быть особенно значительным в случае газовой залежи.

–Региональный уклон пластов. Пластовые давления, нормальные в глубокой части зоны, будут передаваться в верхнюю часть зоны, где возникнут аномально высокие давления.

–Повышение давления на небольшой глубине вследствие гидравлической связи с глубокозалегающими отложениями, перетоков по негерметичному затрубному пространству.

–Скорость седиментации и условия осадконакопления. Быстрое отложение, преимущественно глин с некоторым количеством песка, превышающее скорость структурного уплотнения.

–Тектонические перемещения горных пород. Аномально высокие пластовые давления могут возникнуть в результате локальных сбросообразований, складчатости, оползания, вызванного опусканием разделенных сбросами блоков, диапировыми движениями соли и глинистых сланцев, землетрясениями и др.

–Осмотические явления. Перемещение менее минерализованной жидкости через полупроницаемую перегородку (глину) в более минерализованную.

–Термическая экспансия пластовых вод. Температура внутри отложений увеличивается с глубиной, что ведет к увеличению объема воды в порах горных пород. Эффект возникает только при условии, что порода изолирована герметичной перегородкой, а повышение температуры произошло после герметизации системы.

–Явление диагенеза: постепенное изменение осадка и составляющих его минералов (образование новых минералов, перераспределение и перекристаллизация веществ в осадки, литификация).

–Биохимические процессы. На малых глубинах имеющиеся в отложениях органические вещества частично разлагаются под действием бактерий с выделением метана и других газов. Если миграция газа останавливается непроницаемыми породами, то он оказывается в ловушке под давлением. Величина этого давления зависит от степени герметичности пласта, окружающей температуры и окончательного состава углеводородов.

204

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

–Массовые накопления каменной соли. Соль способна течь с образованием соляных куполов. Подъем соли к поверхности может вызвать аномальные давления в вышележащих образованиях и по бокам купола.

–Наличие в геологическом разрезе криолитозоны. Аномальные давления встречаются локально на глубинах до 500 м в результате резких изменений климата.

Из мировой практики бурения установлено, что существования аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в глинистых отложениях со-

тиклинальной формы, имеющих глинистую покрышку (рис. 11.5).

Рис. 11.5. Схема строения месторождения с АВПД (а) и распределение давлений по глубине скважины (б): I – глинистая покрышка; II – ореол вторжения; III – газ; IV – нефть; V – вода; 1, 2, 3, 4 – давления: соответственно горное, гидроразрыва, пластовое, условно гидростатическое

В глинистой покрышке, как правило, образуется ореол вторжения вследствие интенсивного проникновения высоконапорных флюидов из залежи. В ореоле вторжения наблюдается сильная загазованность, насыщенность рассеянной водой и нефтью. Вторгнувшиеся флюиды создают аномально высокие давления в порах глин, что способствует их разуплотнению и набуханию. В результате происходит уменьшение прочности глинистой покрышки. Ореол вторжения распространяется до труднопроницаемого литологического барьера, окаймляющего верхнюю часть разуплотненных горных пород. Его мощность бывает различной. В ореоле вторжения резко возрастают градиенты давлений. С глубиной скважины они снижаются и аномальность давления в залежи уменьшается. Аномальность также снижается от свода залежи к ее периферии.

205

14

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

11.3. Методы прогнозирования и обнаружения аномально высоких давлений

Для выявления пластов с аномально высокими пластовыми давлениями до бурения скважин используются данные геологических изысканий, результаты геофизических исследований, информация о соседних скважинах.

По данным геологических изысканий могут быть составлены примерные карты распределения давлений.

Сейсмические методы геофизики позволяют до бурения выявить нахождение недоуплотненных глин. Как правило, недоуплотненная зона характеризуется хаотическим отражением или отсутствием отражения волн.

Информация о соседних скважинах для выявления аномальных давлений важна. Она используется при составлении программ бурения новых скважин.

Для оперативного контроля особую ценность представляют данные, полученные непосредственно при бурении скважин. Выявление зон АВПД по данным бурения основано на контроле показателей (индикаторов): механической скорости бурения, d-экспоненты, вращающего момента на роторе, веса на крюке, давления на выкиде насоса, плотности и температуры выходящего бурового раствора, количества, размера, формы и плотности выносимого буровым раствором шлама, содержания газа в буровом растворе и др.

Рекомендуется отслеживать АВПД по нескольким (не менее, чем по трём) показателям.

Механическая скорость бурения скважин

Механическая скорость при нормальных условиях бурения уменьшается с глубиной. Однако при бурении разуплотненных глин в ореоле вторжения она резко увеличивается, что служит индикатором вхождения в зону высоких давлений. При этом следует учитывать, что на величину механической скорости оказывают влияние многие другие факторы, такие как: литология разбуриваемых горных пород, параметры режима бурения, текущее состояние долота, свойства бурового раствора. Влияние этих параметров таково, что не всегда удается определить причину изменения механической скорости.

Таким образом, механическая скорость бурения однозначно отражает изменение пластового давления в глинистых породах в том случае, когда параметры режима бурения остаются постоянными.

Данные об изменении механической скорости бурения рекомендуется фиксировать в мягких породах через 10–15 метров, а в твердых – через

1,5–3 метра.

Нормализованная скорость бурения (d-экспонента)

Влияние изменения параметров режима бурения можно исключить, используя нормализованную скорость бурения, представляющую собой

206

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

безразмерное выражение (d-экспонента), полученное из уравнения меха-

где v – механическая скорость бурения, м/час; n – частота вращения долота, об/мин;

Рос – осевая нагрузка на долото, кН; ρ – плотность бурового раствора, кг/м3;

g – ускорение свободного падения, м/с2 ; Dд – диаметр долота, м.

Расчеты значений должны быть приурочены к интервалам залегания глин или глинистых сланцев. Обычно значения d-экспоненты изменяются от 0,5 до 2,5. В нормальных условиях она равномерно возрастает с глубиной. При вхождении в недоуплотненную зону отмечается ее отклонение в сторону уменьшения.

Плотность глинистого шлама

Считается, что измерение плотности глинистого шлама является наиболее объективным способом выявления зон АВПД. В зонах нормального пластового давления плотность глин увеличивается с глубиной. Отклонение от нормальной тенденции изменения в сторону уменьшения покажет наличие недоуплотненных глин и, следовательно, высоких давлений. Однако на плотность глин может повлиять наличие тяжелых минералов и воздействие буровой промывочной жидкости.

Количество и форма глинистого шлама

При разбуривании горных пород в пределах ореола вторжения наблюдается увеличение количества глинистого шлама на виброситах. При этом размер частиц шлама – увеличенный, а форма – удлиненная, с острыми краями.

Количество и форма глинистого шлама имеют второстепенное значение и могут использоваться для подтверждения других признаков аномальности давлений.

Вращающий момент на роторе и вес на крюке

Момент вращения определяется трением между долотом и забоем скважины, а также между бурильной колонной и стенками скважины. В нормальных условиях он должен равномерно увеличиваться с глубиной. При аномальности давления глины могут выжиматься в ствол скважины, что приводит к его сужению. Уменьшение диаметра скважины вызывает увеличение крутящего момента на роторе. Возникают затяжки и посадки инструмента при спуско-подъемных операциях. При большой переходной зоне (ореоле вторжения) повышение момента на роторе и веса бурильной колонны могут остаться незафиксированными.

207

16

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рассматриваемые выше факторы по причине неоднозначности самостоятельного значения не имеют и могут применяться только в совокупности с другими индикаторами зон АВПД.

Температура бурового раствора

Недоуплотненная горная в ореоле вторжения порода имеет теплопроводность ниже нормального значения. Величина геотермического градиента уменьшается при приближении к такой породе, затем повышается в интервале ее залегания, достигая аномально высокого уровня. Изменение геотермического градиента можно контролировать, измеряя температуру бурового раствора на устье скважины. При вскрытии зоны АВПД температура раствора на выходе из скважины возрастает, достигая 20 % на 100 метров проходки. Однако на точность измерений оказывают влияние свойства самой буровой жидкости, величина кольцевого зазора, время после восстановления циркуляции и др. В этой связи температура бурового раствора является дополнительным фактором для обнаружения зон АВПД.

Газирование бурового раствора

Бурение скважин в пределах ореола вторжения может сопровождаться газированием циркулирующего бурового раствора. Рекомендуется непрерывно контролировать поступление газа в буровой раствор. Признаком поступления газа в скважину является увеличение газосодержания бурового раствора после наращивания бурового инструмента.

Практика бурения свидетельствует о необходимости применения комплекса показателей для прогнозирования зон АВПД.

11.4.Условия возникновения газонефтеводопроявлений

вскважинах

При бурении пластовые флюиды в незначительном количестве постоянно поступают в скважину. Приток флюида обусловлен осмотическими и капиллярными перетоками, контракционными и фильтрационнодепрессионными эффектами, температурными факторами, диффузией газа и другими явлениями, которые непосредственно не приводят к газонефтеводопроявлениям при наличии противодавления на пласт. Однако даже при незначительных по интенсивности притоках пластового флюида (в особенности газа) происходит снижение забойного давления, что создает предпосылки к возникновению осложнений. Поэтому все зарегистрированные случаи газонефтеводопроявлений, а также открытые фонтаны произошли вследствие превышения пластового давления над забойным давлением.

Превышение пластового давления над забойным давлением происходит, как правило, в результате:

208

17