Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

осложнение нефтяной бурение скважина

Список использованных сокращений

Основные обозначения, принятые в учебном пособии

Введение

1. Вопросы технологии бурения скважин в осложненных условиях

1.1 Горно-геологические условия бурения

1.2 Физико-механические свойства горных пород

1.3 Напряженное состояние горных пород

1.3.1 Горное и пластовое давление

1.3.2 Понятие о поровом (пластовом) давлении

1.3.3 Термические условия проводки скважин

2. Осложнения при строительстве нефтяных и газовых скважин

2.1 Поглощение буровых и тампонажных растоворов при бурении и креплении скважин

2.1.1 Факторы, влияющие на появление поглощений промывочной жидкости

2.1.2 Физико-геологическая сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП)

2.1.3 Признаки поглощения

2.1.4 Геофизические методы исследования скважин

2.1.5 Статический и динамический уровнень жидкости в скважине

2.1.6 Гидродинамические исследования поглощающих пластов

2.1.7 Относительное давление в системе скважина-пласт

2.1.8 Классификация зон поглощений

2.1.9 Предупреждение поглощений

2.1.10 Бурение скважин с промывкой аэрированными буровыми растворами

2.1.11 Общая характеристика наполнителей

2.1.12 Рекомендации по применению отдельных типов и комплексов наполнителей для ликвидации поглощений различной интенсивности. Подбор наполнителей в комплексы

2.1.13 Профилактические мероприятия по предупреждению возникновения поглощения бурового раствора с применением наполнителей

2.1.14 Рекомендации по технологии бурения при вскрытии и прохождении поглощающих горизонтов

2.1.15 Способы намыва (доставки) наполнителей в зону поглощения

2.1.16 Установка мостов

2.1.17 Тампонажные смеси и пасты для изоляции зон поглощений, используемые при установке мостов

2.1.18 Свойства тампонажных смесей и их выбор

2.1.19 Виды тампонажных смесей и их рецептуры

2.1.20 Тампонажные растворы на основе полимеров

2.1.21 Тампонажные пасты

2.1.22 Способы доставки изоляционных смесей в зону поглощения

2.1.23 Применение перекрывающих устройств

2.1.24 Изоляция зон поглощений с помощью взрыва

2.2 Осложнения, связанные с нарушением устойчивости стенки скважины

2.2.1 Осыпи и обвалы горных пород

2.2.2 Мероприятия по повышению устойчивости стенки скважины

2.2.3 Профилактические мероприятия по предупреждению набухания горных пород

2.2.4 Желобообразование

3. Аварийность в бурении

3.1 Понятие об аварии

3.2 Классификация аварий

3.3 Факторы, влияющие на возникновение аварий

3.4 Виды аварий

3.4.1 Аварии с элементами бурильной колонны

3.4.2 Виды поломок и разрушений бурильных труб и элементов бурильной колонны

3.4.3 Падение бурильной колонны

3.4.4 Предупреждение аварий с элементами бурильной колонны

3.4.5 Поломка ведущих бурильных труб и УБТ

3.4.6 Аварии с бурильными трубами из легких сплавов

3.4.7 Аварии при креплении скважин

3.4.8 Мероприятия по предупреждению аварий с обсадной колонной и ее элементами

3.4.9 Предупреждение аварий при спуске обсадных колонн

3.4.10 Предупреждение аварий при цементировании обсадных колонн

3.4.11 Ликвидация аварий с обсадной колонной

3.4.12 Аварии с забойными двигателями

3.4.13 Ликвидация аварий с забойными двигателями

3.4.14 Профилактические мероприятия по предотвращению аварий с забойными двигателями

3.4.15 Аварии при проведении геофизических работ

3.4.16 Методы ликвидации аварий

3.4.17 Разрушение и падение буровых вышек

3.4.18 Аварии с долотами

3.4.19 Способы рациональной отработки долот

3.4.20 Прихваты бурильных и обсадных колонн

3.4.21 Методы ликвидации прихватов

3.4.22 Отвинчивание бурильной колонны в намеченном месте

3.4.23 Установка жидкостных ванн

3.4.24 Ликвидация прихватов бурильной колонны обуриванием

3.5 Причины осложнений и их виды при бурении скважин в солях

3.6 Особенности строительства скважин в условиях сероводородной агрессии

3.7 Осложнения, связанные с самопроизвольным искривлением ствола скважины

3.8 Газонефтеводопроявления

3.8.1 Условия возникновения ГНВП

3.8.2 Определение забойных давлений

3.8.3 Причины снижения забойного давления

3.8.4 Поведение газа в бурящейся скважине. Уравнение состояния газа

3.8.5 Инверсия давления при газопроявлениях

3.8.6 Газопроявления при креплении скважин

3.8.7 Методы и признаки обнаружения ГНВП

3.8.8 Ранее обнаружение газонефтеводопроявлений

3.8.9 Ликвидация ГНВП

3.8.10 Глушение ГНВП при нахождении долота на забое (проявление обнаружено при углублении скважины)

3.8.11 Глушение ГНВП, возникших во время СПО

3.8.12 Мероприятия по предупреждению ГНВП

3.8.13 Технологические особенности ликвидации ГНВП

3.8.14 Открытые (аварийные) фонтаны. Их классификация

3.8.15 Предупреждение газопроявлений при бурении скважин

3.8.16 Выбор метода ликвидации открытых фонтанов

4. Ловильные работы в бурящихся скважинах

4.1 Требования к ловильному инструменту

4.2 Основные виды ловильного инструмента и приспособлений

4.2.1 Метчик ловильный нарезной типа МЛ

4.2.2 Колокол ловильный гладкий

4.2.3 Колокол ловильный нарезной

4.2.4 Овершот

4.2.5 Труболовка наружняя освобождающаяся короткая

4.2.6 Удочка ловильная для кабеля внутренняя

4.2.7 Удочка шарнирная

4.2.8 Универсальный ловитель

4.2.9 Фрезеры забойные типа ФЗ

4.2.10 Шламометаллоуловители типа ШМУ

4.2.11 Фрезеры кольцевые

4.2.12 Магнитный фрезер-ловитель типа ФМ, ФЛМ

4.2.13 Устройства очищающие типа УОЗС и УОЗ1

4.2.14 Гидравлический ударный механизм типов ГУМ и ГУМД

4.2.15 Яссы гидромеханические типа ГМ и компенсаторы механические типа КМ

4.2.16 Волновой ударный механизм типа ВУМП

4.2.17 Универсальная печать типа ПУ-2

4.2.18 Трубный паук

4.2.19 Труборезка

4.2.20 Основные типы торпед

4.3 Основные приемы производства ловильных работ

4.3.1 Торпедирование инструмента

4.3.2 Фрезерование и отвинчивание инструмента левыми трубами

4.3.3 Ловильные работы в кавернах

5. Практические расчеты при бурении скважин в осложненных условиях и ликвидации аварий

6. Некоторые справочные материалы и данные для практических расчетов

Литература



Список использованных сокращений

АНПД - аномально-низкие пластовые давления

АВПД - аномально-высокие пластовые давления

АКБ - автоматический буровой ключ

БК - бурильная колонна

БМ - блок манифольда

БР - буровой раствор

БСС - быстросхватывающаяся смесь

ГИВ - гидравлический индикатор веса

ГИС - гидроимпульсный способ ликвидации прихвата

ГНВП - газонефтеводопроявление

ГРП - гидравлический разрыв пласта

ГТН - геолого-технический наряд

ДНС - динамическое напряжение сдвига

КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза

КНБК - компоновка низа бурильной колонны

НКТ - насосно-компрессорные трубы

ОЗЦ - ожидание затвердения цемента

ОК - обсадная колонна

ПАВ - поверхностно-активные вещества

ПВО - противовыбросовое оборудование

ПЖ - промывочные жидкости

ПКР - пневматический клиновой захват

СГ - смесь гудронов

СЖК - синтетические жирные кислоты

СНС - статическое напряжение сдвига

СМАД - смазочная добавка

СНС - статическое напряжение сдвига

СПО - спуско-подъемные операции

ТДШ - торпеда из детонирующего шнура

ТС - тампонажная смесь

УБТ - утяжеленные бурильные трубы



Основные обозначения, принятые в учебном пособии

D_c - диаметр скважины, м;

d - наружный диаметр труб, м;

D_д - диаметр долота, м;

E - модуль продольной упругости (модуль Юнга), Н/см²;

g - ускорение свободного падения (9,81 м/с²);

F - площадь поперечного сечения тела трубы, м²;

- глубина залегания поглощающего горизонта, м;

- высота флюида в затрубном пространстве, м;

- мощность поглощающего горизонта, м;

- статический уровень жидкости в скважине, м;

- динамический уровень жидкости в скважине, м;

K - проницаемость пористой среды, мД;

- абсолютное удлинение образца горной породы, м;

- горное давление, МПа;

- боковое горное давление, МПа;

- поровое давление, МПа;

- гидростатическое давление, МПа;

- пластовое давление, МПа;

- давление гидроразрыва горных пород, МПа;

- потери давления по длине в трубах, МПа;

- потери давления по длине в кольцевом пространстве, МПа;

- давление на устье скважины, МПа;

- дополнительное давление на устье скважины при глушении скважины, МПа;

- забойное давление, МПа;

- избыточное давление в бурильной колонне, МПа;

- избыточное давление в кольцевом пространстве, МПа;

- потери давления на гидравлические сопротивления, МПа;

- относительное давление в скважине (коэффициент аномальности);

- относительная продольная деформация;

- относительная поперечная деформация;

- коэффициент бокового распора упругих горных пород;

- коэффициент гидравлических сопротивлений в трубах;

- коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве;

- коэффициент Пуассона для горных пород;

- плотность промывочной жидкости, кг/м³;

- плотность горной породы, кг/м³;

- плотность флюида, кг/м³;

- нормальное напряжение, МПа;

- нормальное напряжение до предела текучести, МПа;



Введение

Проводка глубоких скважин обусловлена неопределенностью информации о горно-геологических условиях бурения, включающих необходимые с позиции бурения сведения о горных породах и флюидах в их естественном состоянии. Совокупность сведений о горно-геологических условиях бурения накапливаются и формируются постепенно.

Бурение первых разведочных скважин на площади, которая признана перспективной для поиска нефти и газа на базе геофизических изысканий, структурно-поискового бурения, проводят в условиях предположительной информации о геологическом разрезе. Степень надежности информации возрастает по мере увеличения количества пробуренных скважин, уровня проведенных в них исследований и качества обработки полученных данных. И, как правило, убывает с увеличением глубины залегания горных пород.

Поэтому, даже при достаточно высоком уровне технологии бурения, могут возникнуть непредвиденные ситуации, когда в какой-то части геологического разреза его фактические характеристики не соответствуют техническим регламентам проекта, что вызывает так называемое осложнение, т.е. нарушение нормального процесса строительства скважин.

Осложнения в бурении могут усугубляться организационными причинами: низким уровнем технологии, недостаточным и несвоевременным обеспечением качественными инструментами и материалами, низкой квалификацией и исполнительской дисциплиной оператора - буровой бригады.

Осложнения заметно снижают темпы строительства скважины и увеличивают ее стоимость.

С увеличением глубины скважин, ростом объемов бурения в сложных климатических условиях Крайнего Севера, Арктического шельфа, Прикаспия будут расти требования к результативности методов предупреждения и ликвидации осложнений.

В структуре баланса времени бурения скважин осложнения выделены в отдельную статью. Затраты времени на ликвидацию осложнений в отдельных районах различны и могут достигать десятки часов на тысячу метров проходки. Затраты на ликвидацию осложнений геологического характера оплачивает Заказчик на основании исполнительных сметных расчетов, представленных подрядчиком - буровым предприятием.



1. Вопросы технологии бурения скважин в осложненных условиях

1.1 Горно-геологические условия бурения

Горно-геологические условия дают информацию о составе, строении и физико-механическихсвойствах горных пород и пластовых флюидов по разрезу скважины. Под горно-геологическими условиями понимают:

· стратиграфический разрез скважины с указанием глубины залегания каждого стратиграфического подразделения, азимута и угла падения пласта по подошве;

· тектоническую характеристику разреза;

· физико-механические свойства пород;

· состав и свойства пластовых флюидов;

· баротермические условия по разрезу скважины;

· интервалы возможных осложнений.

1.2 Физико-механические свойства горных пород

Плотность горной породы с_г (кг/м³) - масса единицы объема твердой фазы минерала или породы:

с_г=, (1)

где m - масса образца породы в сухом виде, кг

V₁ - объем пустот и пор в горной породе, м³

V₂ - общий объем породы, м³

Объемная масса горных пород с (кг/м³) - масса единицы объема сухой породы при данной пористости в ее естественном состоянии.



Таблица 1: Значения плотности некоторых горных пород

Горная порода	Плотность (кг/м3)
Алевролиты	2650-2730
Ангидриды	2300-2400
Аргилиты	2600-2780
Гипсы	2200-2300
Глинистые сланцы	2800-3000
Глины	2620-2750
Доломит	2750-2880
Известняки	2700-2740
Пески	2640-2660
Песчаники	2600-2800
Соль каменная	2120-2220

Прочность - это способность горной породы противостоять разрушению от действия внешних сил. Прочность горной породы характеризуется величиной предельных напряжений, которые могут быть созданы в опасном сечении. Прочность на одноосное сжатие у_сж (в МПа, кг/см²) - напряжение, при котором горная порода начинает разрушаться, существенно зависит от минералогического и петрографического состава породы. От величин у_сж зависит энергия, расходуемая на разрушение породы.

Твердость - способность горной породы оказывать сопротивление проникновению в него другого тела. Мерой твердости горных пород является величина контактного давления, при которой напряжения достигают пределов текучести.

В горном деле под абразивностью горных пород понимают их способность изнашивать контактирующий с ними породоразрушающий инструмент.

Под изнашиванием понимается изменение формы и размеров инструмента или детали в процессе контакта с горной породой. В результате изнашивания отделяются частицы твердого тела - происходит износ.

В технике используются два показателя изнашивания:

· скорость изнашивания - износ в единицу времени

a= , (2)

где a - скорость изнашивания;

w - в любых единицах;

t- время контакта твердых тел.

Показатели изнашивания зависят от большого числа факторов:

· свойства среды, в которой происходит изнашивание;

· свойств трущихся поверхностей (шероховатость, соотношение твердостей контактирующих тел);

· режима трения.

Среда характеризуется смазывающей и охлаждающей способностями. Породоразрушающие инструменты, элементы бурильной колонны, забойные двигатели работают в воде и водных растворах, в средах углеводородных жидкостей, в различных видах эмульсий.

Абразивность зависит от минералогического состава и строения горной породы. Отмечается тенденция увеличения абразивности с ростом микротвердости породообразующих минералов.

Под деформированием горной породы понимается процесс изменения размеров или формы ее образца под действием внешних сил.

Деформация - это относительная величина изменения размеров или формы тела.

Горные породы способны деформироваться в пределах упругости и иметь пластические (остаточные) деформации.

Обратимой (упругой) деформация называется, если при снятии внешних сил (нагрузок) размеры и форма образца горной породы полностью восстанавливаются.

Необратимой (пластической) деформация называется, если при снятии внешних сил форма и размеры образца горной породы не восстанавливаются.

Упругостью горной породы называется ее способность изменять формы и объем под действием внешних сил (нагрузок) и полностью восстанавливать первоначальное состояние после устранения воздействия.

Пластичностью горной породы называется ее способность изменять форму и объем под воздействием внешних сил и сохранять состояние деформации после устранения воздействия.

Горные породы, которые при нагружении могут одновременно проявлять упругую и пластическую деформацию, также являются идеально упругими или пластическими телами. Минералы деформируются в большинстве случаев как упругохрупкие тела: их разрушение характеризуется моментом, когда напряжение достигнет предела упругости.

Модуль продольной упругости E (Н/см²) (модуль Юнга) - характеризует упругие свойства пород, то есть сопротивляемость твердого тела упругой деформации при сжатии или растяжении и является отношением нормального напряжения у к соответствующему относительному удлинению (или упрочнению) е при одноосном растяжении (или сжатии)

(3)

где - первоначальная длина твердого тела;

- абсолютное удлинение при растяжении или абсолютное упрочнение при сжатии;

- относительная продольная деформация, безразмерная величина.

Чем выше значение , тем больше сопротивление порода оказывает в процессе бурения, и тем лучше она разрушается ударными нагрузками.

Для стали изменяется от 2·10⁷ до 2,2·10⁷ Н/см², для дерева =10⁶ Н/см², для горных пород изменяется от 10⁵ до 10⁷ Н/см. При определении твердости породы по Л.А. Шрейнеру (штампе) по величине деформации образца можно определить величину модуля продольной упругости по формуле:

(4)

где - нагрузка для какой либо точки экспериментальной кривой в упругой области, Н;

- соответствующая деформация образца породы, см;

- коэффициент Пуассона;

- диаметр опорной поверхности штампа, см.

Коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона) является отношением относительной поперечной деформации и относительной продольной деформации при растяжении или сжатии

(5)

Значение величины коэффициента Пуассона необходимо при определении коэффициента бокового распора для различных горных пород, определения модуля продольной и поперечной упругости и др.

Коэффициент Пуассона для различных твердых тел изменяется от 0 до 0,5; для стали от 0,25 до 0,33; каучука 0,47; для горных пород от 0,10 до 0,45.

Таблица 2: Значения коэффициента Пуассона для различных пород

Горные породы	Коэффициент Пуассона
Сланцы глинистые	0,10-0,20
Глины плотные	0,25-0,35
Граниты	0,26-0,29
Известняки	0,28-0,33
Песчаники	0,30-0,35
Каменная соль	0,44

Жесткостью горной породы называется отношение нагрузки P, действующей на пуансон при его вдавливании, к деформации д породы, которая вызвана этой нагрузкой,

(6)

Разрушение - разрыв связей в образце горной породы. Разрушение называется хрупким, если необратимая деформация, предшествующая разрушению, практически отсутствует. Пластическое разрушение характеризуется значительной пластической деформацией, предшествующей разрушению.

Анизотропия горной породы - это различные значения физических свойств (прочности, твердости, проницаемости, и т.д.) горной породы по различным направлениям.

Пористость горных пород. Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (каверн, пор, трещин), не заполненных твердым веществом. Пористость определяет способность горной породы вмещать в себя жидкости, газы и их смеси.

Породы обычно характеризуются пористостью и коэффициентом пористости.

Коэффициент пористости - отношение объема пор образца породы к видимому объему образца:

m= , (7)

где m - коэффициент пористости;

- объем пор образца породы;

- объем образца породы.

Пористостью называется отношение объема пор образца породы к объему образца, выраженное в процентах:

m₁=*100% (8)

Открытая пористость - отношение объема связанных (неизолированных) между собой пор, по которым могут передвигаться жидкости и газы к объему образца.

П_о=*100%, (9)

где П_о- открытая (эффективная пористость);

V_о.п. - объем открытых (сообщающихся между собой) пор;

V_о- объем образца.

Пористость зависит от формы и размера зерен, степени их уплотнения и неоднородности.

Таблица 3: Значения пористости некоторых горных пород

Горная порода	Пористость (%)
Глины	6-50
Глинистые сланцы	0,5-1,4
Пески	6-52
Песчаники	3,5-29
Известняки, доломиты	0,5-35

С увеличением глубины залегания горных пород их пористость в большинстве случаев снижается. Причина - рост горного давления.

Карбонатные породы характеризуются наличием трещин и оцениваются коэффициентом трещиноватости.

Гранулометрический состав - характеристика горной породы, от которой во многом зависят такие свойства как пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства, а также количество остающейся в пласте нефти в виде пленок, покрывающих поверхность зерен. Гранулометрический состав - это количественное содержание в горной породе разных по размеру зерен (в % для каждой фракции).

Проницаемость горных пород является важнейшим параметром, характеризующим коллекторские свойства горных пород. Этот параметр широко используется в понимании механизма поглощения промывочных и тампонажных жидкостей при бурении и креплении скважин. Проницаемостью горной породы называется способность породы пропускать под действием градиента давлений пластовые флюиды (жидкости, газы и газожидкостные смеси). Большинство осадочных пород (кроме каменной соли, глин, аргиллитов) проницаемы. К хорошо проницаемым породам относятся рыхлые песчаники, пески, кавернозные и трещиноватые известняки. Слабо проницаемые породы - глины, гипсы, сланцы, ангидриты, глинистые известняки.

Пористые и трещиноватые породы, которые проницаемы для жидкостей и газов и способные их вмещать, называются коллекторами.

Проницаемость горной породы зависит от гранулометрического состава и сплошности.

Сплошность горной породы характеризует ее структурное состояние исходя из степени пригодности трещин, пор, поверхностей контакта зерен для передачи внутрь породы давления внешней среды - жидкости или газа. Сплошность оценивается шкалой из четырех категорий:

1-я - в поры и трещины горной породы проникает глинистый раствор.

2-я - в поры и трещины горной породы может проникать жидкость и твердые частицы.

3-я - по порам и трещинам горной породы передается давление маловязкой жидкости.

4-я - внешнее гидравлическое давление через горную породу не передается.

Различают абсолютную, фазовую и относительную проницаемости.

Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды, заполненной одной фазой, нейтральной к пористой среде. Она зависит от размера и структуры поровых каналов, но не зависит от насыщающего флюида, характеризует физические свойства породы. Абсолютная проницаемость определяют по закону Дарси:

g_ф= , (10)

где g_ф - объемный расход флюида, м³/с;

- проницаемость пористой среды, м²;

- динамическая вязкость флюида, Па*с;

- перепад давления, Па;

- длина образца пористой среды, м;

- площадь фильтрации, м².

Тогда значение проницаемости

= . (11)

Единица проницаемости - Дарси, соответствует проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1 см², при перепаде давления в 1 атмосферу на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см³ жидкости, вязкость которой 1 сП.

Проницаемость пород, являющихся коллекторами, выражают в милидарси - мД (1Д= 1000 мД).

Природные коллекторы содержат не только нефть и газ, но также и различные пластовые воды. При движении флюидов, не смешивающихся между собой, в пласте проницаемость для каждого из флюидов меньше, чем абсолютная проницаемость породы.

Фазовая (эффективная) проницаемость - проницаемость породы для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных. Фазовая проницаемость зависит от количественного содержания флюидов в пласте и их физико-химических свойств. С практической точки большое значение имеет относительная фазовая проницаемость.

Относительная фазовая проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

kо=. (12)

1.3 Напряженное состояние горных пород

1.3.1 Горное и пластовое давление

Горные породы в массиве находятся в сложном напряженном состоянии, создаваемом весом вышележащих горных пород и пластовым давлением насыщающих их флюидов. Средние напряжения в горных породах называются горным давлением, которое определяется геостатическим давлением р_г и боковым давлением р_б. Геостатическое давление определяется формулой:

P_г=сgh , (13)

где с - средневзвешанная плотность вышележащих горных пород;

g - ускорение свободного падения;

h - глубина точки определения геостатического давления.

Боковое давление пропорционально геостатическому:

Р_б=лР_г . (14)

где л - коэффициент бокового распора горной породы.

В упругих горных породах:

л_у= , (15)

где - коэффициент Пуансона горной породы.

Горные породы не являются идеально упругими, в них в разной степени проявляется вязкость, которая обуславливает такие процессы, как релаксация напряжений и ползучесть.

Релаксация напряжений - постепенное уменьшение (снятие) напряжений в горной породе при постоянной ее деформации. Проявляется при длительном воздействии нагрузки на породу, не превышающей предела упругости. При этом сначала произойдет упругая деформация. При длительном воздействии этой нагрузки упругая деформация полностью переходит в пластическую и напряжение в породе по мере роста пластической деформации уменьшается. При снятии нагрузки первоначальная форма образца не восстанавливается. Время, в течении которого напряжение в породе уменьшается в n раз, называется периодом релаксации. Для большинства горных пород этот период очень велик. Поэтому кратковременные напряжения в пределах упругости не вызывают явления текучести, т.е. порода ведет себя как упругое тело. Если время действия напряжений сопоставимо с периодом релаксации - порода приобретает пластические свойства. При увеличении продолжительности действия нагрузки прочность породы постепенно уменьшается, приближаясь к значению, называемому пределом длительной прочности. Обычно величина предела длительной прочности составляет 50-80% от прочности породы при кратковременном нагружении.



1.3.2 Понятие о поровом (пластовом) давлении

Поровое давление - это давление, оказываемое флюидами, содержащимися в породе внутри пор и трещин.

Различие между пластовым и поровым давлениями определяется характером пород, содержащих в порах флюиды. В коллекторах (проницаемых породах) давление флюида называют пластовым, в непроницаемых - поровым.

Для пористой породы геостатическое и поровое давления связаны между собой следующей зависимостью:

Р_геост=у_у+ Р_пор (16)

где Р_геост - геостатическое давление;

Р_пор - поровое давление;

у_у - напряжение, ведущее к деформации породы.

Выделяют нормальные и аномальные давления пластовых флюидов. Пластовое давление считают условно нормальным, когда оно равно гидростатическому напору воды (град. пл. давл.=0,01 МПа/м):

Р_пл= 0,01h МПа.

Аномальные пластовые давления характеризуются отклонением от нормального в любую сторону.

Аномально низкие (АНПД) и аномально высокие (АВПД) пластовые давления могут зависеть от ряда геологических факторов.

Причины образования АНПД:

· частичная разгрузка горного давления, что приводит к увеличению порового пространства;

· большая альтитуда устья скважины, превышающая уровень грунтовых вод;

· некомпенсированный отбор флюида из пласта при эксплуатации скважины.

Причины образования АВПД:

· процессы диагенеза - образование новых минералов, имеющих больший объем; вследствие чего повышаются напряжения в скелете породы, часть которых воспринимется флюидом;

· высокий уровень грунтовых вод по сравнению с альтитудой устья;

· наличие гидравлической связи с глубокозалегающими пластами, имеющими повышенное давление;

· пласты с АВПД являются гидравлически закрытой системой.

Наиболее точный способ оценки пластового давления пород состоит в испытании скважины на приток с измерением забойного давления при помощи глубинных манометров.

1.3.3 Термические условия проводки скважин

Температура горных пород определяется в основном притоком тепла из недр земли. Суточные колебания температуры затухают примерно на глубине около 1,5 метров, а годовые на глубинах 25-30 метров. На этой глубине расположен уровень постоянной температуры соответствующий среднегодовой температуре данной местности. Глубже (за исключением зон залегания многолетнемерзлых пород) повсеместно наблюдается повышение температуры. Геостатический градиент - повышение температуры на единицу глубины

Г_г=(Т₂-Т₁)*(Z₂-Z₁) , ср.гр.=0,03 ⁰К/м. (17)

Т₁, Т₂ - температуры соответствующие глубинам Z₂, Z₁.

Геотермическая ступень - часть метров глубины, соответствующая изменению температуры на 1 градус.

2. Осложнения при строительстве нефтяных и газовых скважин

Нарушение нормального процесса строительства скважины, которое требует принятия безотлагательных и эффективных мер для его устранения и продолжения процесса бурения, называется осложнением. При этом предполагается, что требования технического проекта на строительство скважин выполняются.

К основным видам осложнений относят:

поглощение буровых и тампонажных растворов при бурении, промывке и креплении скважин.

разрушение стенок скважины:

- осыпи, обвалы, обрушения горных пород, слагающих ствол скважины;

- желобобразование в местах резкого изменения направления оси скважины;

- набухание горных пород;

- растворение отложений солей;

- растепление многолетнемерзлых пород.

нефтегазоводопроявления (НГВП):

- газирование бурового раствора;

- межпластовые перетоки;

- заколонные флюидопроявления;

- возникновение грифонов;

- переливы, выбросы, фонтаны пластовых флюидов.

прихваты бурильных и обсадных колон в необсаженном стволе скважины:

- дифференциальный прихват;

- заклинивание элементов бурильной колонны и обсадных колонн в результате сальникообразования;

- заклинивание бурильных и обсадных колонн в суженной части ствола скважины;

- прихват колонн обвалившимися породами;

- заклинивание бурильных и обсадных колонн посторонними предметами;

- заклинивание бурильных и обсадных колонн в желобной выработке.

самопроизвольное искривление ствола скважины.

Приведенная классификация позволяет разделить технологические приемы и операции по борьбе с ними. На борьбу с ликвидациями осложнений при строительстве скважин на нефть и газ в некоторых случаях затрачивается 20-25 % календарного времени, что делает проблему предупреждения осложнений и их ликвидацию весьма актуальной. Опыт практической работы показывает, что большинство осложнений легче предупредить, чем ликвидировать.

В практике строительства скважин имеется множество случаев, когда одно возникшее осложнение может стать причиной других осложнений.

Наиболее типичные последствия неликвидируемых осложнений:

· осыпи и обвалы могут стать причиной прихвата бурильной колонны с потерей циркуляции;

· вскрытие зоны поглощения бурового раствора может вызвать НГВП из-за снижения давления в стволе скважины, а также инициировать процессы обвалообразования;

· самопроизвольное искривление скважин может привести к непроходимости или заклинке бурильных и обсадных колонн в местах резкого изменения направления оси скважины, образованию желобной выработки;

· большие давления в кольцевом пространстве при глушении НГВП могут вызвать гидроразрыв пород в открытом стволе скважины, что в дальнейшем приведет к поглощению промывочной жидкости.

2.1 Поглощение буровых и тампонажных растоворов при бурении и креплении скважин

Поглощение буровых и тампонажных растоворов при бурении и креплении скважин является одним из наиболее распространенных и сложных видов осложнений, требующих больших затрат средств и времени на их ликвидацию.

Существует несколько вариантов определения термина поглощения:

· поглощением называется уход бурового или тампонажного раствора в пласт, превышающий естественную убыль раствора в скважине.

· поглощение представляет собой нарушение равновесия между давлением жидкости в скважине на пласт Рг.с. и пластовым давлением в проницаемой породе (коллекторе) Рпл, приводящее к движению технологической жидкости в пласт при Рг.с. >Рпл.

· поглощение буровых и тампонажных растворов при проводке скважины - это осложнение, происходящие из-за превышения давления в скважине над пластовым и наличия открытых и сообщающихся каналов в пласте.

· Следствием поглощения является полная и частичная потеря циркуляции промывочной жидкости и тампонажного раствора в процессе бурения, промывки или крепления скважины.

Поглощение происходит только в том случае, если гидростатическое давление в скважине или сумма гидростатического или гидродинамического давления в скважине превысит то предельное значение давления, при котором пласт начинает принимать буровой или тампонажный раствор. Это может произойти при выполнении различных технологических операций: восстановлении циркуляции, проработки ствола скважины, бурении, креплении. Причиной поглощения может также стать превышение плотности раствора над расчетной. При этом меняется соотношение давлений в скважине и пласте. Со стороны скважины на пласт действует давление, равное гидростатическому давлению столба промывочной жидкости:

(18)

В процессе циркуляции промывочной жидкости на пласт действует сумма давлений - к гидростатическому Р_г.с добавляется гидродинамическое давление Р_г.д., необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважин на длине H.

Давление жидкости в пласте Р_пл зависит от условий формирования горизонта, содержащего флюиды. Пластовое давление оценивается по величине столба жидкости Н, который устанавливается в покоящейся скважине

(19)

При Р_пл > Р_ст возникает проявление- поступление жидкости из пласта в ствол скважины и на поверхность. При Р_пл< Р_ст (при отсутствии циркуляции в скважине) происходит поглощение - приток жидкости из ствола скважины в пласт.

При наличии циркуляции в скважине поглощение происходит при следующем соотношении давлений:

Р_ст + Р_гд>Р_пл+ P_гс, (20)

где P_гс - потеря давления на гидравлические сопротивления при движении бурового раствора в каналах пласта, Мпа.

Перепад давления в системе скважина - пласт при циркуляции определяется:

ДР=Р_ст + Р_г.д - Р_пл-Р_гс. (21)

2.1.1 Факторы, влияющие на появление поглощений промывочной жидкости

Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, склонность пород к гидравлическому разрыву, величина пластового давления, характеристики пластового флюида (плотность, температура, степень минерализации), а также наличие других сопутствующих осложнений (осыпи, обвалы, нефтегазопроявления, перетоки пластовых вод). Геологические факторы охватывают все геологические и гидрогеологические особенности условий, определяющие интенсивность фильтрации промывочной жидкости в пласт.

Поглощающие пласты могут быть представлены несвязанными мелкопористыми (песчаными и крупнообломочными, закарстованными и трещиноватыми горными породами). Наиболее интенсивные поглощения отмечаются чаще всего в крупнообломочных, закарстованных и трещиноватых горных породах. Глубина залегания несвязанных и кавернозных пород обычно не превышают 300 метров.

Трещиноватые породы могут быть встречены на любой глубине. В связи с этим трещиноватость горных пород должна изучаться как объект возможных зон геологических осложнений.

Трещины в горных породах классифицируются по геометрическим особенностям, морфологии и генезису.

По геометрическим особенностям трещины делят на системные, хаотичные и полигональные, на вертикальные (с углами падения 72--90°), крутые (45--72°), пологие (6--45°) и горизонтальные (до 6°).

Основные параметры трещин, имеющие наибольшее значение при оценке зон поглощений: раскрытие, густота (расстояние между ними по нормали) , частота (расстояние между ними по горизонтали в скважине). С ростом глубины залегания пород раскрытие и густота горизонтальных и пологих трещин, как правило, снижаются. С увеличением мощности слоя расстояние между трещинами при неизменных условиях растет. При увеличении прочности пород данного слоя густота трещин уменьшается.

По раскрытию трещины делят на тонкие (<1,0 мм), мелкие (1,5 мм), средние (5--20 мм), крупные (20--100 мм) и очень крупные (>100мм). Наличие в породе трещин размером от 0,1до 1 мм при определенных условиях уже может оказаться достаточным для возникновения поглощения промывочной жидкости.

Раскрытие трещин определяет выбор вида закупоривающего материала, размер частиц и количество вводимого в промывочный или тампонажный раствор наполнителя, а также состав тампонажных смесей и способ ликвидации поглощений.

По генетическому типу можно предварительно оценить площадное и глубинное распределение трещин в массиве. Так, для петрогенетических трещин оно тесно связано с литологией массива. Для них характерно то, что раскрытие и густота трещин определяются мощностью и составом пород. Последнему подчинена и ориентация трещин.

Распределение тектонических трещин контролируется строением данного участка (месторождения). Эти трещины имеют повсеместное развитие и могут встречаться во всех видах пород. Состав их в значительной степени определяет частоту и ориентировку тектонических трещин отрыва.

Распределение экзогенных трещин подчинено как экзогенным факторам, так и литолого-тектоническим особенностям массива. Они, например, могут быть приурочены к слабым прослоям пород, тектоническим зонам и т. п.

Искусственные трещины в основном определяются инженерной деятельностью человека.

Поглощения промывочной жидкости, связанные с карстами, встречаются в районах распространения растворимых пород (карбонатных, сульфатных, отложениях солей). При бурении в таких породах возможны вскрытие каверн, каналов, галерей, пещер, а также провалы бурового инструмента. В зависимости от локальности развития карста интенсивность поглощения может резко изменяться. Закарстованность пород затухает с глубиной.

Обобщенная классификация горных пород по степени сплошности, коэффициенту фильтрации и удельному водопоглощению (таблица 4) позволяет использовать данные гидрогеологических исследований скважин в районе (участке) для прогнозирования возможных поглощений промывочной жидкости при бурении на твердые полезные ископаемые. Она может служить также основой для выбора методов предупреждения и ликвидации поглощений, которые будут тем больше, чем больше водопроницаемость, трещиноватость или закарстованность пород.

Наиболее частые поглощения отмечаются обычно в зонах аномально низкого пластового давления (АНПД).

Таблица 4: Классификация горных пород по трещиноватости, закарстованности и степени водопроницаемости

Горные породы	Коэффициент фильтрации, м3/сут	Удельное водопоглощение, м3/ч
Практически монолитные	<0,01	<0,0003
Весьма слабоводопроницаемые, лаботрещиноватые и слабозакарстованные	0,01-0,1	0,0003-0,003
Слабоводопроницаемые, лаботрещиноватые и слабозакарстованные	0,1-10	0,003-0,3
Водопроницаемые, трещиноватые и закарстованные	10-30	0,3-0,9
Сильноводопроницаемые, сильнотрещиноватые и сильнозакарстованные	30-100	0,9-3,0
Весьма сильноводопроницаемые; весьма сильнотрещиноватые; весьма сильнозакарстованные	>100	>3,0

Коэффициент фильтрации - величина, характеризующая водопропускную способность горной породы, являющаяся постоянной для определенной горной породы.

Представляет собой скорость фильтрации при напорном градиенте, равным единице, и выражается в м³/ сут или л/ сек. Коэффициент фильтрации служит исходным параметром для всех фильтрационных расчетов. Коэффициент фильтрации определяется опытными откачками и нагетанием воды, а также геофизическими и лабораторными исследованиями. Удельное водопоглощение горной породы - расход (в литрах за 1 минуту) нагнетаемой в скважину воды, отнесенный к интервалу длиной 1 метр и напору 1 метр столба воды.

Технологические причины поглощений промывочной жидкости связаны с правильностью выбора конструкции скважины, выбором параметров промывочной жидкости, способа бурения, частоты вращения бурового инструмента в скважине, соотношения диаметров долота, забойного двигателя и других элементов бурильной колонны, изменения перепада давления ??Р на пласт:

??Р = Р_ст - ??Р_г.д. - Р_пл (22)

Гидростатическое давление Р_ст определяется весом столба промывочной жидкости. Гидродинамическое давление ??Р_г.д зависит от выполняемой технологической операции:

· при циркуляции промывочной жидкости;

· при пуске бурового насоса;

· при спуско-подъемных операциях.

Рост гидродинамического давления может оказаться особенно опасным (вызывающим поглощение), если гидростатическое давление близко к пластовому. Из практики бурения скважин на нефть и газ известно, что для начала поглощения промывочной жидкости иногда достаточно развития репрессии на пласт, равной 3,6 * 10^-3 Па. [15].

Поглощение промывочной жидкости может обуславливаться и гидроразрывом пласта, т.е. искусственным формированием каналов ухода (трещин) в первоначально монолитных породах или раскрытием ранее имевшихся трещин. Это происходит при условии:

Р_ст+ Р_г.д.>Р_р. (23)

где Р_р. - давление гидроразрыва пласта.

Образование трещин может значительно увеличить проницаемость породы, как за счет емкости трещин, так и за счет улучшения гидродинамической характеристики пласта. Давление разрыва и направления развития трещин зависят от вертикального и бокового горного давления, наличия естественной трещиноватости, давления в поровом пространстве, пористости и проницаемости горных пород, вязкости жидкости разрыва. В каждом конкретном случае существует определенное значение критического давления, при котором трещины открываются и резко возрастает проницаемость пласта. Уменьшение перепада давления ниже критической величины вновь приводит к смыканию трещин. Это необходимо учитывать при изоляционных работах. Чтобы тампонирующая смесь попала в трещины, давление в процессе ее закачки должно быть больше давления раскрытия трещин.

Существует определенное значение давления, при которых иногда происходит не разрыв целиком породы, а лишь раскрытие существующих микротрещин по наиболее ослабленным участкам породы.

Необходимо отметить, что поглощения промывочной жидкости в результате гидравлического разрыва значительно легче не допускать, чем ликвидировать. Профилактические меры по предупреждению поглощений сводятся к регулированию свойств промывочной жидкости и выбору технологии проводки скважин, которые позволяют снизить гидростатическое и гидродинамическое давление на стенки скважины.

Для предотвращения гидроразрыва пласта требуется, чтобы суммарное давление (Р_ст + ??Р_г.д.) было меньше давления гидроразрыва Р_р на 5-6 %. [15].

Допустимую величину (Р_ст + ??Р_г.д.) можно определить по формуле:

(Р_ст + ??Р_г.д.)=kу_zH , (24)

где k - коэффициент запаса, равный 0,90 - 0,95;

у_z- градиент горного давления, МПа/м;

Н - глубина залегания пласта, м.

Основные причины поглощения заключаются в превышении давления в стволе скважины над пластовым давлением и давлением гидравлических сопротивлений в каналах поглощения вследствие излишней плотности бурового или тампонажного раствора и больших потерь давления в кольцевом пространстве при бурении или креплении колонн в проницаемых коллекторах или в интервалах образования трещин гидроразрыва пласта. Гидравлический разрыв пласта в связи с высоким давлением в скважине возможен при спуске бурильной или обсадной колонны, вызове циркуляции, креплении обсадных колонн, перекрытии кольцевого пространства при наличии циркуляции сальником или шламом.

2.1.2 Физико-геологическая сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП)

Давление разрыва и направления развития трещин зависят от вертикального и бокового горного давления, наличия естественной искусственной трещиноватости, величины давления в каналах и порах, пористости, проницаемости горных пород и свойств жидкости разрыва.

Всякий разрыв пласта сопровождается одновременно тремя явлениями:

· упругой деформацией горных пород;

· движением вязкой жидкости или суспензии по каналу (трещине);

· фильтрацией жидкости в горных породах [18].

ГРП в песчано-глинистых толщах на небольших глубинах происходит при давлениях столба бурового раствора, значительно меньше геостатических давлений. Давление ГРП возрастает с глубиной, достигая геостатического давления. Предполагается, что с глубиной под действием больших геостатических давлений и температуры породы становятся более пластичными и боковые составляющие напряжений приближаются к вертикальным, что может обусловить увеличение давлений ГРП. Согласно этой точке зрения трещины гидроразрыва, образующиеся в пластах должны быть преимущественно вертикальными. Образование горизонтальных трещин можно объяснить следующими причинами. Вскрытие скважиной глинистых пластов приводит к выдавливанию глин в скважину силами упругого сжатия их скелета и поровых вод. В результате этого напряжение в пластах вблизи скважины уменьшаются. Из-за уменьшения влагонасыщенности глины с глубиной становятся менее пластичными и выдавливаются в скважину, где давление понижено по сравнению с горным массивом. Поэтому первоначальное напряженное состояние горных пород в приствольной зоне скважины изменяется, и давление ГРП с глубиной возрастает, и приближаясь к геостатическому. Трещины в таком случае могут быть горизонтальными. На величину давления ГРП значительное влияние оказывают реологические свойства жидкости. Чем больше величина динамического напряжения сдвига (ДНС) и структурной вязкости жидкости, тем при меньших давлениях возникает ГРП. Это происходит потому, что слабофильтруемые жидкости оказывают большие гидродинамические давления на стенки каналов разрыва, чем менее вязкие и легко фильтруемые в породы жидкости.

Цементные и глинистые растворы по своим физическим, структурно-механическим свойствам в процессе движения по трещине разрыва значительно отличаются между собой. Водоотдача цементного раствора может быть в десятки раз больше водоотдачи глинистого раствора. Цементные растворы в пористой, трещиноватой среде могут не только отфильтровывать свою, но и пропускать через себя постороннюю воду. При этом цементные растворы обладают свойством загустевать, схватываться.

Все эти свойства взаимосвязаны. Водоотдача цементных растворов, не обработанных химическими реагентами, очень высока. Она зависит от природы вяжущего вещества, удельной поверхности, условий, в которых они находятся, водоцементного отношения и других факторов. Опытами доказано, что через цементное тесто может профильтроваться такое количество воды, которое в несколько раз превышает его объем. В тоже время общая потеря цементным раствором воды приводит к его быстрому загустеванию и схватыванию, создавая, таким образом, барьер, препятствующий проникновению раствора в трещину. Но так как закачка раствора продолжается, то через образовавшийся барьер отфильтровываются все новые порции воды затворения, что может обусловить дальнейшее развитие трещин [18].

Таким образом, ГРП может произойти как при бурении, так и при цементировании скважин.

На ГРП влияют и другие технологические факторы. Так, спуск бурильного инструмента в скважину с повышенной скоростью приводит к появлению дополнительных гидродинамических давлений в стволе скважины. Это может стать причиной раскрытия трещин в породах и поглощения промывочной жидкости.

Таким образом, на давление ГРП влияют как геологические особенности горизонтов, так и технологические факторы.

Действующие при ГРП силы делятся на 2 группы: силы, вызывающие распространение трещин в горных породах и силы, препятствующие этому процессу. К первым относятся: сила давления жидкости разрыва, сила, связанная с фильтрацией жидкости. Ко вторым относятся: силы сопротивления разрыву, сила бокового горного давления, силы молекулярного сцепления, гидравлические сопротивления при движении жидкости разрыва по трещине, сжимающие пласт тектонические напряжения.

В практических расчетах при бурении скважин величины давлений ГРП берут из геологической характеристики или определяют расчетным путем, используя следующие методики.

Давление гидроразрыва пород для проницаемых пород [7]:

Р_грп= (Р_г - Р_пл)+ Р_пл (25)

где Р_г - горное давление, МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

м - коэффициент Пуассона.

При коэффициенте Пуассона равным 0,25 можно применять следующую формулу:

Р_грп=1/3( Р_г-Р_пл)+Р_пл (26)

Осредняя плотность горной породы до 2600 кг/м³ , можно использовать упрощенную формулу:

Р_грп=0,0083Н_пл+0,66Р_пл, (27)

где Н_пл - глубина залегания пласта, м.

Величины давлений ГРП используются:

· при проектировании конструкции скважины, для определения зон с совместимыми условиями бурения;

· при определении плотности бурового и тампонажного раствора, расчете допустимой скорости спуска бурильных и обсадных колонн, глубины установки муфты ступенчатого цементирования, режима крепления обсадной колонны, глубины установки башмака технической обсадной колонны на которую ставится противовыбросовое оборудование.



2.1.3 Признаки поглощения

Признаки поглощения бурового и тампонажного растворов можно подразделить на прямые и косвенные. При поглощении расход жидкости на выходе из скважины меньше, чем на входе, уровень жидкости в приемных емкостях уменьшается. Однако эти прямые признаки поглощения могут четко не проявиться, если в скважине одновременно с поглощением происходит проявление.

При разбуривании интервалов поглощения возможны провалы инструмента и увеличение механической скорости бурения, ухудшение выноса шлама, его локальные скопления в стволе скважины с последующими заклиниваниями и зависаниями инструмента в местах скопления шлама. Это все косвенные признаки поглощения. Косвенными признаками межпластовых перетоков могут служить изменения плотности бурового раствора и его свойств, состава ионов.

...