Архив метки: буровой

ИЗМЕНЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ ПРИ ВСКРЫТИИ ПЛАСТА

Добавить комментарий

Все гидродинамические эффекты (спускоподъемные операции, про­мывка ствола скважины, его проработка, спуск обсадной колонны, цемен­тирование последней и т.д.) наблюдаются при бурении скважины и вскры­тии продуктивных пластов. Если в первом случае нас интересует безава­рийная проводка скважины с минимумом затрат времени и средств, то во втором случае, т.е. при вскрытии пластов, определяющим фактором должна быть сохранность продуктивного пласта в состоянии, максимально при­ближенном к естественному.

Возникновение осложнений при бурении и заканчивании скважин в значительной мере зависит от изменения гидродинамических давлений. Механическая скорость проходки, состояние призабойной зоны, изменение (снижение) проницаемости продуктивного пласта, наконец, его возможный гидроразрыв с проникновением в него бурового раствора существенно оп­ределяются колебаниями гидродинамического давления, которое в отличие от гидростатического может изменяться в широких пределах.

Увеличение гидродинамического давления на стенку скважины и за­бой прослеживается сразу же после включения насосов, но еще до восста­новления циркуляции бурового раствора его величина зависит от плавно­сти запуска бурового насоса, предельного напряжения сдвига раствора, за­зора между стенкой скважины и бурильными трубами, а также от глубины скважины.

Дополнительное давление Ар, которое определяется значением пре­дельного напряжения сдвига бурового раствора до возобновления циркуля­ции, находят из выражения

∆ð = 4lτ0(D — d),

где / — глубина соприкосновения бурильного инструмента в скважине с буровым раствором; х0
— предельное напряжение сдвига бурового раство­ра (которое с известными допущениями можно заменить на статическое напряжение сдвига); D — диаметр скважины; d — наружный диаметр бу­рильных труб.

В глубоких скважинах Ар может достигать больших значений.

В соответствии с расчетами общее давление при запуске буровых на­сосов может быть существенным, поэтому в случае разбуривания продук­тивного пласта, представленного непрочными породами, запускать насосы следует плавно, причем предельное напряжение сдвига должно быть мини­мально допустимым.

Достаточно глубоко изучено изменение гидродинамического давления на стенку скважины и забой при спускоподъемных операциях (А.М. Пир-вердян, Н.А. Гукасов, М.К. Сеид-Рза и др.). Оно определяется физико-механическими свойствами раствора, скоростью спуска и подъема буриль­ных и обсадных труб, величиной зазора кольцевого пространства, диамет­рами труб и скважины, неровностями поверхностей и др.). С увеличением скорости спуска бурильного инструмента и с повышением физико-механической характеристики бурового раствора гидродинамическое дав­ление повышается.

В зависимости от скорости движения бурильного инструмента меняет-

ся и скорость движения раствора. В период разгона (вниз) свечи возникает дополнительное гидростатическое давление.

При движении колонны труб вниз значения прироста давления дости­гают 50 % первоначального (для / = 1000 м, р = 1,25 г/см3, х0 = 30 Па, первоначальной скорости спуска 98 см/с).

При отрицательном ускорении давление на стенку скважины может снижаться до значения ниже гидростатического. Эти изменения гид­родинамического давления создают знакопеременные нагрузки на пласты.

Естественно, при включении насосов или в случае спускоподъемных операций рост гидродинамического давления, причем значительный, отме­чается в случае образования сальника на долоте. Возникают давления, дос­таточные для гидроразрыва продуктивного пласта. Проработка ствола (в том числе под спуск обсадной колонны) также может быть причиной по­вышения гидродинамической нагрузки на продуктивный пласт при про­мывке, особенно если в процессе последнего рейса скважина недостаточно очищалась от шлама или происходили осыпи или обвалы стенки сква­жины.

Некоторые исследователи склонны обращать внимание на повышение (и понижение) давления при восстановлении циркуляции бурового раство­ра в начале вращения инструмента.

Значение модуля градиента гидроразрыва в более общем случае зави­сит от типа горной породы, степени анизотропии, пластового (порового) давления, толщины покрывающих пластов, тектонического строения в пре­делах данной площади, наличия и качества фильтрационной корки и, как уже отмечалось, от физико-механических свойств жидкости.

Определять градиент гидроразрыва можно прямым и косвенными ме­тодами. Прямой метод основан на установлении давления, необходимого для разрыва породы, и давления распространения образовавшейся трещи­ны. При это методе вводом бурового раствора повышают давление в сква­жине до предела, при котором произойдет разрыв пласта. К этому пре­дельному значению прибавляют значение гидростатического давления. Сумма этих значений и представляет собой искомую величину.

К косвенным (расчетным) относятся метод Хубера и Уиллиса, метод Мэтьюза и Келли, метод Итона, метод Кристмана и др.

При заканчивании скважин гидравлический разрыв может произойти и часто происходит при пуске насосов, бурении, промывке, проработке, спуске бурильного инструмента, особенно когда плотность бурового рас­твора завышена.

Следствием гидроразрыва газового пласта (как и всякого иного) явля­ется падение гидростатического давления и поступление в скважину газа, часто с трагическим исходом.

РЕАГЕНТЫ И ДОБАВКИ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ СВОЙСТВ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ РАСТВОРОВ

Добавить комментарий

Для обеспечения необходимых свойств буровые растворы обрабаты­вают химическими реагентами. Различают первоначальную обработку бу­рового раствора, когда его готовят к началу бурения, и дополнительную обработку для поддержания или изменения свойств раствора в процессе проводки ствола скважины.

Обогащение бурового раствора твердой фазой происходит в основном при разбуривании глинистых пород, легко диспергирующихся и переходя­щих в раствор. Такое перенасыщение мелкодисперсными частицами при­водит к росту вязкости и предельного статического напряжения сдвига.

Минерализация бурового раствора возникает как за счет проявлений пластовых вод, так и вследствие проходки каменных солей, ангидритов, гипсов. Она может вызвать изменение как структурно-механических, так и фильтрационных показателей.

В связи с ростом глубин бурения забойные температуры и давления достигли больших величин и в значительной степени стали влиять на каче­ство буровых систем.

Высокие температуры и давления приводят к повышению водоотдачи и снижению вязкости раствора. Предельное статическое напряжение сдви­га (СНС) при этом, как правило, повышается. Однако иногда с ростом тем­ператур СНС может и снижаться.

Обработка химическими реагентами проводится для обеспечения тех или иных качественных показателей, но основное ее назначение — стаби­лизация бурового раствора как дисперсной системы либо изменение структурно-механических свойств этой системы. Эти две задачи взаимо­связаны.

Под стабилизацией бурового раствора понимается приведение его в устойчивое состояние. Сущность процесса стабилизации — предотвраще­ние укрупнения (агрегирования) твердой фазы за счет гидрофильности частиц, адсорбционной защитной пленки и соответствующего заряда обо­лочек.

Образование гидратных оболочек и увеличение их размеров при об-

работке бурового раствора химическими реагентами приводит к уменьше­нию содержания свободной воды и соответственно к увеличению количе­ства связанной воды.

Адсорбционные защитные пленки на поверхности частиц являются структурно-механическим барьером, препятствующим их агрегированию. Как правило, они отличаются высокой гидрофильностью.

Процесс стабилизации обычно сопровождается пептизацией раствора, т.е. разъединением агрегатов частичек твердой фазы на более мелкие, что повышает плотность и прочность фильтрационной корки. Стабилизация и пептизация бурового раствора обеспечивают снижение водоотдачи.

Повышение количества связанной воды, увеличение числа дисперсных частиц в твердой фазе несколько повышают вязкость и СНС.

Регулирование структурно-механических свойств промывочных жид­костей может быть направлено как на повышение их вязкости и предель­ного статического напряжения сдвига, так и на уменьшение этих показа­телей.

При обработке химическими реагентами для стабилизации буровых растворов избыточное количество реагентов может быть причиной чрез­мерного увеличения толщины гидратных оболочек, что вследствие резкого уменьшения сил взаимного притяжения приводит к падению прочности структуры и ее нарушению, т.е. к коагуляции.

Реагенты, применяемые для обработки буровых растворов, по харак­теру действия и назначению можно разделить на две группы: электролиты и защитные высокомолекулярные вещества. Кроме того, для регулирования свойств буровых растворов используются добавки, которые делятся на по­верхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение на границе с газом и нефтью; пеногасители; утяжелители и смазочные до­бавки.

ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН

Добавить комментарий

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроекти­рован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических по­казателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять вы­полнению основных технологических функций и ограничений, приведен­ных â òàáë. 7.3.

Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего ре­шаются оптимизационные задачи, цель которых — выбрать в каждом кон­кретном случае экономически наиболее выгодное сочетание технологиче­ских показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении вы­сокого качества объекта.

Одной из функций промывки считают разрушение забоя скважины. Это требование не является обязательным, так как основную роль в раз-

Таблица 7.3

Функции и ограничения процесса промывки скважин

<img width=502 height=2 src=ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН» width=501 height=2 src=»http://neftandgaz.ru/wp-content/uploads/2010/05/image107.gif»>Функция

Ограничение

 

<img width=502 height=2 src=ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН» width=502 height=2 src=»http://neftandgaz.ru/wp-content/uploads/2010/05/image040_1275221395.gif»><img width=502 height=2 src=ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН» width=2 height=176 src=»http://neftandgaz.ru/wp-content/uploads/2010/05/image108.gif»>Разрушать забой

Очищать забой от шлама и транспортировать шлам на дневную поверхность Компенсировать избыточное  пластовое дав­ление флюидов Предупреждать овалы стенок скважины

Взвешивать компоненты раствора и шлам Сбрасывать шлам в отвал

Смазывать  и  охлаждать долото,   бурильный инструмент и оборудование

Не разрушать долото, бурильный инструмент

и оборудование

Не размывать ствол скважины

Не приводить к поглощениям раствора и не подвергать гидроразрыву пласты Не   ухудшать   проницаемость   продуктивных горизонтов

Не приводить к высоким потерям гидравли­ческой энергии

Не сбрасывать в отвал компоненты бурового раствора

Не вызывать осыпей и обвалов стенок сква­жины

рушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать второ­степенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рых­лых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок до­лота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем меха­ническое разрушение забоя вращающими элементами долота.

С целью интенсификации размыва забоя циркулирующим буровым раствором ведутся работы по применению высокоабразивных растворов (абразивно-струйное бурение).

Стремясь максимально использовать кинетическую энергию выте­кающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабаты­ваемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случаях пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела давления нагне­тания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсифика­цией размыва забоя часто отмечаются отрицательные явления: резкое уве­личение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в интерва­лах неустойчивого разреза потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в результате повышения дифференциального давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.

Основной функцией промывки скважин является очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быстрее удаляются осколки породы с забоя потоком бурового раствора, тем эф­фектнее работает долото. Требование удалять шлам с забоя — обязатель­ное, так как в противном случае невозможно обеспечить углубление ствола скважины.

Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают подачу рас­твора к забою через насадки долота. Этот метод в каждом конкретном слу­чае требует технико-экономического обоснования, так как при повышении скорости циркуляции интенсифицируется размыв стенок ствола, в резуль­тате чего увеличивается количество шлама в буровом растворе, растет ка-вернозность ствола. Эти отрицательные явления приводят к снижению эффективности работы оборудования для очистки буровых растворов, уве­личению затрат на ремонт насосов и вертлюгов, перерасходу материалов на приготовление и обработку буровых растворов, излишним энергетиче­ским затратам, ухудшению качества крепления скважин.

Обязательное требование к процессу промывки скважин — выполне­ние функций транспортирования шлама на дневную поверхность. Очевид­но, чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раство­ра, тем интенсивней осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора. Но с увеличением вязкости и плотности раствора ухудшаются условия работы долота, возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что может привести к поглощениям бурового раство­ра, другим осложнениям и даже авариям. Несколько безопасней интенси­фицировать гидротранспорт шлама на дневную поверхность, повышая ско­рость циркуляции в кольцевом пространстве. Однако и скорость циркуля­ции необходимо ограничить сверху, чтобы избежать размыва ствола, боль-

ших потерь напора, значительного повышения гидродинамического давле­ния в скважине над гидростатическим.

Для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

Основной параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давле­ния на границе со скважиной, — плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается дифференциальное давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, что­бы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов.

Плотность также является одним из основных факторов, обеспечи­вающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом ста­новится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурово­го раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости сте­нок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтра­ции, соленость бурового раствора с целью уменьшения проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, ос­моса и др.

Осыпи — такой вид осложнений, которые обычно развиваются мед­ленно и не всегда заметно препятствуют процессу бурения. В связи с этим в некоторых случаях экономически целесообразно отказаться от сложных химических обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб устойчи­вости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тра­тится много времени на вспомогательные работы.

Важное технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в переры­вах циркуляции. При росте реологических характеристик бурового раство­ра его удерживающая способность повышается. Однако при этом увеличи­ваются энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возни­кают значительные колебания давления в скважине при спускоподъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных ослож­нений.

При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового рас­твора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность. Таким образом, успешность процесса про­мывки скважин зависит от показателей реологических свойств бурового раствора, в первую очередь напряжения сдвига и вязкости.

Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Сма­зывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, рас-

твор способствовал бы уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазоч­ных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Следовательно, содержание сма­зочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важ­ной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорость циркуляции, ниже вязкость бурового рас­твора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инст­румента и оборудования ограничено необходимостью выполнения преды­дущих, иногда более важных, функций промывки скважин.