Гидростатика буровых растворов. Пусковое давление
 Скачать 20.34 Kb.
|
|
Гидростатика буровых растворов. Пусковое давление. Гидростатическое давление столба бурового раствора уменьшает механическую скорость бурения, так как оно стремится удерживать частицы породы на первоначальном месте и тем самым помогает породе сопротивляться разрушению. Обычно гидростатическое давление столба бурового раствора превышает пластовое давление, благодаря чему предотвращается поступление пластового флюида в скважину. Когда гидростатическое давление становится ниже пластового, флюиды из пласта поступают в скважину. Так, гидростатическое давление столба бурового раствора, записанное прибором в точке с, должно совпадать с расчетным. Анализ баланса гидростатического давления столба бурового раствора и порового давления показывает, что при равенстве их или небольшой депрессии осыпи и обвалы аргиллитов не наблюдаются, а каверны отсутствуют ( екв. Обеспечивает величину гидростатического давления столба бурового раствора в скважине, противодавление на коллекторы, повышает устойчивость стенок скважины. Заданную плотность обеспечивают удельным содержанием и плотностью твердой (дисперсной) фазы раствора или плотностью дисперсионной среды. Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в табл. 2 с учетом глубины скважины и аномальности пластового давления. Значительное превышение гидростатического давления столба бурового раствора принятого удельного веса наблюдается при вскрытии и обработке истощенных пластов в хорошо дренированных коллекторах. По данным В. Н. Воронова и др. в табл. 6 приведена информация о месторождениях Краснодарского края, показывающая, что в некоторых случаях гидростатическое давление глинистого раствора (рг р) превышает пластовое ( рпп) почти в два раза. Необходимо рассмотреть возможность дальнейшего снижения гидростатического давления столба бурового раствора и повторения операций, описанных выше. Нефтегазопроявлениев кольцевом пространстве скважины, вызываемое снижением гидростатического давления столба бурового раствора вследствие его недолива в скважину. Для предотвращения притока пластовых флюидов в ствол скважины гидростатическое давление столба бурового раствора должно превышать давление флюидов в порах породы. Поэтому буровой раствор имеет тенденцию вторгаться в проницаемые пласты. Сильных поглощений бурового раствора в пласт обычно не происходит благодаря тому, что его твердая фаза проникает в поры и трещины на стенке ствола скважины, образуя глинистую корку сравнительно низкой проницаемости, через которую может проходить только фильтрат. Буровой раствор приходится обрабатывать с целью обеспечения как можно меньшей проницаемости глинистой корки, чтобы поддержать устойчивость ствола скважины и снизить до минимума внедрение фильтрата бурового раствора в потенциально продуктивные горизонты, что вызывает ухудшение коллекторских свойств. При высокой проницаемости глинистой корки она становится толстой, что уменьшает эффективный диаметр ствола и вызывает различные осложнения, например чрезмерный момент при вращении бурильной колонны, затяжки при ее подъеме, а также высокое давление при свабировании и значительные положительные импульсы давления. Толстая корка может вызвать прихват бурильной колонны под действием перепада давления, что приводит к дорогостоящим ловильным работам. При эксплуатации превентора фирма Хайдрил в подводных условиях бурения гидростатическое давление столба бурового раствора создает дополнительное усилие на пакер универсального превентора, направленное на его открывание. В этом случае требуемое давление закрывания равно давлению закрывания наземной установки плюс компенсирующее давление, образуемое столбом бурового раствора. При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны должно превышать пластовое давление. Обычно содержание такого газа тем выше, чем ближе значения гидростатического давления столба бурового раствора и пластового давления, причем это особенно проявляется при разбуривании песчаных пластов. Использование этого газа в качестве индикатора аномального давления ограничено малой частотой спуско-подъемных операций и большими вариациями общего времени на них. Наличие такого газа не свидетельствует о необходимости увеличения плотности бурового раствора, если только скважина не начинает проявлять. Особенность этого пакера заключается в том, что уплотнитель-ный элемент сжимается гидростатическим давлением столба бурового раствора в скважине. Знак минус соотвествует случаю подъема колонны, т.е. под долотом давление снижается ниже гидростатического давления столба бурового раствора; знак плюс - при спуске колонны. Из трех рассмотренных на практике предпочитают первый вариант, так как дополнительное давление, требуемое для закрытия превентора типа GL, определяется лишь разницей гидростатических давлений столбов бурового раствора и морской воды. Ограничением для плотности бурового раствора, когда технологические операции не связаны с его циркуляцией, является давление гидравлического разрыва пласта: оно всегда должно быть выше гидростатического давления столба бурового раствора в скважине. Открытое фонтанирование ( выброс) - это внезапное выделение из скважины большого количества газа, жидкости или жидкости и газа одновременно при превышении пластового давления над гидростатическим давлением столба бурового раствора. Применение щелочных реагентов нейтрализует действие сероводорода, обусловливает легкое регулирование технологических показателей буровых растворов в присутствии сероводорода, а, следовательно, способствует созданию условий, при которых осуществляется задавливание сероводородсодержащих пластов повышением гидростатического давления столба бурового раствора в процессе бурения, и предупреждает одну из причин прихватов при вскрытии таких отложений - образование пастообразной массы бурового раствора. Знак фильтрационного потенциала определяется направлением движения жидкости. Если гидростатическое давление столба бурового раствора превышает пластовое давление, что обычно наблюдается в скважинах, стенка скважины против проницаемого пласта заряжается отрицательно. С увеличением глубины ск-важины плотность бурового раствора регулируется таким образом, чтобы развиваемое им гидростатическое давление препятствовало проникновению флюидов из трещин или пор горных пород в скважину и разрушению ее стенок. Однако гидростатическое давление столба бурового раствора должно быть ниже давления разрыва пород, при котором в пластах образуются трещины, поглощающие буровой раствор. Это давление возникает под действием веса столба бурового раствора, используемого при бурении скважины и направлено с наружной стороны обсадной трубы. Поскольку гидростатическое давление столба бурового раствора увеличивается с глубиной, то сминающее давление самое высокое на забое и нулевое у поверхности. При роторном бурении в процессе бурения скважины происходит циркуляция бурового раствора, который нагнетается в скважину через колонну бурильных труб, а затем поднимается по затрубному пространству к устью скважины, вынося одновременно с забоя кусочки выбуренной породы. При этом породы подвергаются воздействию гидростатического давления столба бурового раствора; в них проникает фильтрат этого раствора. Наибольший интерес представляет вопрос о проникновении фильтрата бурового раствора в пористые и проницаемые пласты. Величину плотности бурового раствора ограничивают при проведении технологических операций, не связанных с проходкой, чтобы не произошло гидравлического разрыва пласта. Давление гидроразрыва всегда должно оставаться выше гидростатического давления столба бурового раствора в скважине. С увеличением плотности бурового раствора темп разрушения породы на забое, как правило, снижается. Причиной этого является в основном рост гидростатического давления столба бурового раствора на забой скважины. В равновесных условиях давление у нижнего торца колонны равно сумме избыточного давления и гидростатического давления столба бурового раствора в бурильных трубах. Сумма избыточного давления в обсадных трубах и гидростатического давления столба бурового раствора и пластовых флюидов в стволе определяет пластовое давление. Другими словами, колонна бурильных труб и затрубное пространство действуют, как U-образная трубка, которая уравновешена по отношению к пластовому давлению. При бурении нефтяных и газовых скважин наиболее трудно преодолимыми осложнениями являются газо -, нефте - и водо-проявления, обвалы и осыпи стенок ствола скважины. Превалирующее значение для предупреждения осложнений этих видов имеет регулирование гидростатического давления столба бурового раствора в скважине. В процессе бурения его изменяют в зависимости от давлений вскрываемых нефтегазовых и водоносных пластов. Поглощения, возникающие вследствие высокой естественной проницаемости, отличаются некоторыми особенностями. Они приурочены к определенным интервалам разреза, характеризуются равновесием между пластовым давлением флюида и гидростатическим давлением столба бурового раствора в скважине. Размеры поперечного сечения каналов ухода раствора в пласт в процессе поглощения не изменяются. В ряде случаев водоносный коллектор при вскрытии не проявляет себя. Утяжеление бурового раствора приводит лишь к временному отключению водоносного коллектора, который продолжает проявлять через несколько спуско-подъемных операций, хотя расчетное гидростатическое давление столба бурового раствора превышает расчетное пластовое давление. При передаче растягивающей нагрузки подвижные детали перемещаются вверх, а резиновая втулка 4 плотно садится на уплот-нительный корпус седла 5, благодаря чему об-7 разуется замкнутая атмосферная камера между уплотнительными манжетами 8 и конусом. С этого момента детали могут перемещаться вверх при условии приложения растягивающей силы, большей, чем произведение гидравлически неуравновешенной площади на гидростатическое давление столба бурового раствора, заполняющего скважину. Рассмотрим физическую сущность прихвата компоновки бурильной колонны в скважине. Для возникновения прихвата необходим неподвижный контакт колонны груб с глинистой коркой, формирующейся на проницаемых стенках скважины вследствие фильтрации бурового раствора в пласт при превышении гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым. При таком неподвижном контакте и отсутствии циркуляции бурового раствора происходит рост глинистой корки и связанное с этим увеличение площади такого контакта. Кроме того, во времени увеличиваются коэффициент трения и адгезионная сила. Так как давление в глинистой корке меньше, чем гидростатическое, то при большой длине колонны труб и, следовательно, площади контакта с глинистой коркой сила, возникающая под действием перепада давления, может достигать значительной величины, превышающей грузоподъемность буровой установки. В некоторых районах нефтеносные пласты вскрывают с очисткой забоя воздухом. Ведутся работы по созданию передвижных установок для получения очищенных дымовых газов, пригодных к использованию в качестве газообразного циркулирующего агента, например выхлопные газы от ДВС. Широко применяются аэрированные растворы, внедрение которых было связано с необходимостью снижения гидростатического давления столба бурового раствора при бурении зон поглощений. При достаточно высоком коэффициенте устойчивости от остаточных напряжений образование каверн вызвано не физико-механическими, а, скорее всего, физико-химическими факторами взаимодействия глинистой породы с буровым раствором. Действительно, если принять отношение а / ар 0 5, адсорбционное давление р составит 116 МПа. Учитывая, что проявление адсорбционных сил сдерживает гидростатическое давление столба бурового раствора на стенку скважины, действует разность адсорбционного и гидростатического давлений АрадС, которая равна 63 7 МПа. В этих условиях по мере проникновения фильтрата в породу будет происходить не столько уменьшение прочности, сколько, учитывая высокую плотность глинистой породы, отслаивание мельчайших частиц в виде чешуек, которые затем, дисперги-руясь, переходят в раствор, вызывая постоянное увеличение его плотности и вязкости, что и отмечалось в процессе бурения. Этим же объясняется и отсутствие шлама. Причем чем выше плотность глинистой породы, тем с большей энергией при меньшем количестве поглощенной воды происходит разуплотнение и разрушение структурных связей глинистых частиц и агрегатов. При определении наружных давлений были выделены две зоны - первая выше уровня цемента и вторая - цементированный участок. Для первой зоны было принято наружное давление по столбу бурового раствора. Но известно, что это давление для структурообразующих жидкостей с течением времени может несколько уменьшиться в зависимости от величины статического напряжения сдвига тс. Однако в конкретных практических условиях определение тс затруднительно и вряд ли указанное небольшое уменьшение наружного давления для различных условий бурения может быть учтено. Поэтому для зоны бурового раствора наружное давление приходится принимать постоянным и определять его по начальному значению, т.е. по гидростатическому давлению столба бурового раствора. |