Классификация скважин по назначению
Поможем в ✍️ написании учебной работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Классификация скважин по назначению

Все скважины, бурящиеся с целью региональных исследований, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей, делятся на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные.

1.Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Опорные скважины подразделяются на две группы:

К первой группе относят скважины, закладываемые в районах, не исследованных бурением, с целью всестороннего изучения разреза осадочных пород и установления возраста и вещественного состава фундамента.

Ко второй группе относят скважины, закладываемые в относительно изученных районах для всестороннего изучения нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для освещения отдельных принципиальных вопросов с целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района и повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.

2. Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления; выявления наиболее перспективных районов для детальных геологопоисковых работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.

3. Структурные скважины бурят для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

4. Поисковые скважины бурят с целью открытия новых месторождений нефти и газа. К этой категории относят скважины, заложенные на новой площади, а также первые скважины, заложенные на те же горизонты в обособленных тектонических блоках, или скважины, заложенные на новые горизонты в пределах месторождения. Поисковыми их считают до получения первых промышленных притоков нефти или газа.

5. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подсчета запасов нефти газа.

6. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные, эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины.

6.1 Оценочные скважины бурят на разрабатываемую или подготавливаемую к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи.

6.2 Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачка воды, газа или воздуха и др.).

6.3 Наблюдательные скважины бурят для наблюдения за изменением давления, положения водо-газонефтяных контактов в процессе эксплуатации пласта.

7. Специальные скважины бурят для сброса промышленных вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных хранилищ газа и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод

Классификация скважин в США

Используемая в настоящее время в США классификация скважин представляет собою лишь несколько усовершенствованную классификацию, предложенную Фредериком Лахи (F. H. Lahee) в 1944 г. Как отмечает Ф. Лахи, цель создания классификации сводилась к комплексному учету геологических и экономических факторов и разработке наиболее приемлемой терминологии, тесно увязанной с классификацией запасов нефти и газа.

В соответствии с классификацией по Ф. Лахи все скважины подразделяются на две основные категории: разведочные (exploratory wells) и эксплуатационные (field wells). Разведочные скважины включают в себя пять групп: «дикая кошка на новое месторождение» (new-field wildcat), «дикая кошка на новую залежь» (new-pool wildcat), «опробовательница нижней залежи или пласта» (dipper pool (pay) test), «опробовательница верхней залежи или пласта» (shallower pool (pay) test), «опережающая» или «расширяющая» (outpost или extension test).

По словам Ф. Лахи, предложенная пятичленная классификация разведочных скважин является результатом тщательного обдумывания и длительного обсуждения. Она легко увязывается с системой производства и учета геологоразведочных работ при бурении, как на новые пласты на площадях с существующей добычей нефти и газа, так и на новые залежи на установленных структурах и новые залежи неразрабатываемых регионов. Эта классификация позволяет оценивать степень экономического риска при производстве геологоразведочных работ и придает более глубокое содержание классификации запасов, открываемых на различных стадиях этих работ. В современной трактовке назначение скважин следующее.

Дикая кошка на новое месторождение - это скважина, расположенная на структурной или неструктурной ловушке, в пределах которой до бурения этой скважины не добывались ни нефть, ни газ. В районах с неизученными или слабо изученными локальными геологическими условиями такие скважины располагаются на расстояниях не менее 3,2 км от ближайшей площади, на которой производится добыча нефти или газа. Подчеркивается, что в связи с разнообразием геологических условий расстояние не является определяющим фактором.

Более важна степень риска, принимаемого на себя предпринимателем в связи с желанием опробовать структурную или неструктурную ловушку, продуктивность которой еще не доказана бурением.

Дикая кошка на новую залежь - это скважина, закладываемая с целью разведки новой залежи на структурной или неструктурной ловушке за пределами известных границ продуктивной площади, где уже добываются нефть или газ. В отдельных районах, где локальные геологические условия изучены слабо, такие разведочные скважины иногда называются «близкая дикая кошка». Расстояние точки расположения такой скважины от ближайшей продуктивной площади обычно не превышает 3,2 км.

Опробовательница нижней залежи (или пласта) - это скважина, расположенная в пределах границ продуктивной площади залежи или залежей, которые уже частично или полностью разрабатываются. Цель скважины - разведка пласта, залегающего ниже разрабатываемых залежей.

Опробовательница верхней залежи (или пласта) бурится с целью обнаружения новой, еще не опробованной залежи, наличие которой по данным ранее пробуренных скважин можно предположить в пластах, расположенных выше разрабатываемых или уже разработанных залежей.

Опережающие или расширяющие скважины закладывают с целью разведки частично разрабатываемой залежи обычно на двойном (иногда несколько большем) расстоянии по сравнению с расстоянием между эксплуатационными скважинами на разрабатываемой части залежи.

Эксплуатационная скважина - это скважина, которая бурится в пределах доказанной площади нефтегазоносности до глубины стратиграфического горизонта, продуктивность которого доказана бурением.

По итогам бурения и опробования разведочные и эксплуатационные скважины подразделяются на «удачные» (successful) и «неудачные» (unsuccessful). В последнем случае они нередко характеризуются как «сухие» (dry).

По данным Томаса Мюррея (Т. Н. Murray, 1988), в современной классификации скважин дополнительно выделяются еще три группы скважин; «стратиграфическая оценочная» (stratigraphic test), «обслуживающая» (service well) и «старая углубляемая скважина» (old well drilled deeper).

Стратиграфическая оценочная скважина имеет общегеологическое назначение и бурится с целью получения информации, касающейся специфических геологических условий, знание которых может привести к последующему открытию скоплений нефти или газа. Такие скважины бурятся без опробования на продуктивность. Они являются скважинами, предназначенными только для отбора керна и (или) проведения каких-либо других видов исследований, касающихся разведки на нефть и газ.

Обслуживающая скважина бурится на существующем месторождении с целью поддержания добычи путем; закачки газа, воды, воздуха, пара, а также для сброса пластовых вод, получения воды для нагнетания и в качестве наблюдательной скважины.

Старая углубляемая скважина - это скважина, разбуриваемая ниже прежней ее глубины. Такое разбуривание скважины может привести (или не привести) к открытию нефти или газа. В первом случае она квалифицируется как "удачная", во втором - как "неудачная" или «сухая». В статистике бурения фиксируется проходка лишь ниже старого забоя.

В настоящее время нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы (рис. 5).

Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами - «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.

В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшая углубка ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом (рис. 6). Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.

 

 

Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции. 

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом (рис. 7).

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.

 

В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.

Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.

Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.

Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

Если давление в скважине Рс меньше пластового Рпл (давления флюидов, насыщающих пласт), то флюиды из пласта будут поступать в скважину, произойдет проявление. В зависимости от интенсивности проявления сопровождаются самоизливом жидкости (газа) на устье скважины (переливы), выбросами, открытым (неконтролируемым) фонтанированием. Эти явления осложняют процесс строительства скважины, создают угрозу отравлений, пожаров, взрывов.

При повышении давления в скважине до некоторой величины, называемой давлением начала поглощения Рпогл, жидкость из скважины поступает в пласт. Этот процесс называется поглощением бурового раствора. Рпогл может быть близким или равным пластовому, а иногда приближается к величине вертикального горного давления, определяемого весом расположенных выше горных пород.

Иногда поглощения сопровождаются перетоками флюидов из одного пласта в другой, что приводит к загрязнению источников водоснабжения и продуктивных горизонтов. Снижение уровня жидкости в скважине вследствие поглощения в одном из пластов обуславливает понижение давления в другом пласте и возможность проявлений из него.

Давление, при котором происходит раскрытие естественных сомкнутых трещин или образование новых, называется давлением гидравлического разрыва пласта Ргрп. Такое явление сопровождается катастрофическим поглощением бурового раствора.

Характерно, что во многих нефтегазоносных районах пластовое давление Рпл близко к гидростатическому давлению столба пресной воды Рг (далее просто гидростатическое давление) высотой Нж, равной глубине Нп, на которой залегает данный пласт. Это объясняется тем, что давление флюидов в пласте чаще обусловлено напором краевых вод, область питания которых имеет связь с дневной поверхностью на значительных расстояниях от месторождения.

Поскольку абсолютные значения давлений зависят от глубины Н, их соотношения удобнее анализировать, пользуясь величинами относительных давлений, которые представляют собой отношения абсолютных значений соответствующих давлений к гидростатическому давлению Рг, т.е.:

 

Рпл* = Рпл / Рг ;

Ргр* = Ргр / Рг ;

Рпогл* = Рпогл / Рг;

Ргрп* = Ргрп / Рг .

Здесь Рпл – пластовое давление; Ргр – гидростатическое давление бурового раствора; Рпогл – давление начала поглощения; Ргрп – давление гидроразрыва пласта.

Относительное пластовое давление Рпл* часто называют коэффициентом аномальности Ка. Когда Рпл* приблизительно равно 1,0, пластовое давление считается нормальным, при Рпл* большем 1,0 – аномально высоким (АВПД), а при Рпл* меньшем 1,0 – аномально низким (АНПД).

 

Одним из условий нормального неосложненного процесса бурения является соотношение

а) Рпл* < Ргр* < Рпогл*(Ргрп*)

Процесс бурения осложняется, если по каким либо причинам относительные давления окажутся в соотношении:

 

б) Рпл* > Ргр* < Рпогл*

Или

в) Рпл* < Ргр* > Рпогл* (Ргрп*)

Если справедливо соотношение б), то наблюдаются только проявления, если в), то наблюдаются и проявления и поглощения.

Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). Последние называются хвостовиками.

Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и кондуктор. При одной промежуточной колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более технические колонны, скважина считается многоколонной.

Конструкция скважины задается следующим образом: 426, 324, 219, 146 – диаметры обсадных колонн в мм; 40, 450, 1600, 2700 – глубины спуска обсадных колонн в м; 350, 1500 – уровень тампонажного раствора за хвостовиком и эксплуатационной колонной в м; 295, 190 – диаметры долот в мм для бурения скважины под 219 – и 146 –мм колонны.

 

Способы бурения скважин

Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического бурения – ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки.

 

Ударное бурение

 

Ударное бурение. Из его всех разновидностей наибольшее распространение получило ударно-канатное бурение (рис. 8).

Буровой снаряд, который состоит из долота 1, ударной штанги 2, раздвижной штанги-ножниц 3 и канатного замка 4 , спускают в скважину на канате 5, который, огибая блок 6, оттяжной ролик 8 и направляющий ролик 10, сматывается с барабана 11 бурового станка. Скорость спуска бурового снаряда регулируют тормозом 12. Блок 6 установлен на вершине мачты 18. Для гашения вибраций, возникающих при бурении, применяются амортизаторы 7.

Рис.8 Схема ударно-канатного бурения скважин

Кривошип 14 при помощи шатуна 15 приводит в колебательное движение балансирную раму 9. При опускании рамы оттяжной ролик 8 натягивает канат и поднимает буровой снаряд над забоем. При подъеме рамы канат опускается, снаряд падает, и при ударе долота о породу последняя разрушается.

По мере углубления скважины канат удлиняют, сматывая его с барабана 11. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота в результате раскручивания каната под нагрузкой (во время приподъема бурового снаряда) и скручивания его при снятии нагрузки (во время удара долота о породу).

Эффективность разрушения породы при ударно-канатном бурении прямо пропорциональна массе бурового снаряда, высоте его падения, ускорению падения, числу ударов долота о забой в единицу времени и обратно пропорциональна квадрату диаметра скважины.

В процессе разбуривания трещиноватых и вязких пород возможно заклинивание долота. Для освобождения долота в буровом снаряде применяют штанг – ножницы, изготовленные в виде двух удлиненных колец, соединенных друг с другом подобно звеньям цепи.

Процесс бурения будет тем эффективнее, чем меньшее сопротивление долоту бурового снаряда оказывает накапливающаяся на забое скважины выбуренная порода, перемешанная с пластовой жидкостью. При отсутствии или недостаточном притоке пластовой жидкости в скважину с устья периодически доливают воду. Равномерное распределение частиц выбуренной породы в воде достигается периодическим расхаживанием (подъемом и опусканием) бурового снаряда. По мере накопления на забое разрушенной породы (шлама) возникает необходимость в очистке скважины. Для этого с помощью барабана поднимают буровой снаряд из скважины и многократно спускают в нее желонку 13 на канате 17, сматываемом с барабана 16. В днище желонки имеется клапан. При погружении желонки в загрязненную  жидкость клапан открывается и желонка заполняется этой смесью, при подъеме желонки клапан закрывается. Поднятую на поверхность загрязненную жидкость выливают в сборную емкость. Для полной очистки скважины приходится спускать желонку несколько раз подряд.

После очистки забоя в скважину опускают буровой снаряд, и процесс бурения продолжается.

При ударном бурении скважина, как правило, не заполнена жидкостью. Поэтому, во избежание обрушения породы с ее стенок, спускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере углубления скважины обсадную колону продвигают к забою и периодически удлиняют (наращивают) на одну трубу.

Ударный способ в настоящее время не применяется на нефтегазовых промыслах России. Однако в разведочном бурении на россыпных месторождениях, при инженерно-геологических изысканиях, бурении скважин на воду и т.п. находит свое применение.

Б)Физико-механические свойства горных пород и пород коллекторов изложены в учебных пособиях: 1) В.В. Разрушение горных пород при бурении скважин//Красноярск, СФУ.–2014.– С.335; 2) Физико-механические свойства горных пород и породоразрушающий инструмент//В.Г. Абатуров, Э.В.

В)Гидромеханика в бурении:1) Гукасов Н.А., Брюховецкий О.С., Чихоткин В.Ф. "Гидродинамика в разведочном бурении". 2000г.;2) Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении, Учебник для вузов. — М.: Недра, 1987. — 304 с. 3) Гидроаромеханика бурения и крепления скважин// П.Ф.Осипов// Учеьное пособие, Ухта, 2004.–С.204.

Г)Механика устойчивости ствола скважины изложена:1)И.В. Баклашов Геомеханика в 2-х. томах, 2004. –учебник для вузов; 2) В.С Войтенко Прикладная геомеханика в бурении, 1990.–252 С. Дж. Митчел Безаварийное бурение скважин

Градиент горного давления

Осадочная порода, находящаяся на определенной глубине, должна выдерживать вес формаций, залегающих над ней. Общее напряжение S, создаваемое перекрывающими породами (твердые вещества и вода), называется геостатическим (либо литостатическим) или горным давлением и определяется по уравнению

S = ρв,                                  

где ρв — объемная плотность осадочных пород; g—ускорение свободного падения; Н — глубина.

Значение ρв  обычно принимается 2,3 г/см3, поэтому градиент геостатического давления S/H = 22,6 кПа/м. Однако в осадочных бассейнах, образовавшихся сравнительно недавно, объемная плотность пород у поверхности мала и увеличивается с глубиной. На рис. 12 показана зависимость среднего градиента горного давления от глубины для северного побережья Мексиканского залива.

Геостатическое давление

Находящаяся на некоторой глубине порода должна выдерживать вес вышележащих пород и пластовых флюидов. Общее напряжение, создаваемое перекрывающими породами, называется геостатическим (либо литостатическим) или давлением горных пород (Р0) и рассчитывается по уравнению:

Р0 = ρВ x TVD,

где ρВ – объемная плотность осадочных отложений; TVD – глубина по вертикали

Геостатическое давление (Pо) равно общему давлению, возникающему под действием веса осадочных отложений (Ps) плюс давление, оказываемое весом пластовых флюидов (Pf), которое должны выдерживаться пластом или P0 = PS + Pf.

 

Рис.12 Распределение градиента горного давления с глубиной для всех нормально уплотненных горных пород в районе северного побережья Мексиканского залива

Геостатическое давление (Pо) равно общему давлению, возникающему под действием веса осадочных отложений (Ps) плюс давление, оказываемое весом пластовых флюидов (Pf), которое должны выдерживаться пластом или P0 = PS + Pf.

Принимая английскую систему мер, геостатическое давление рассчитывается по следующему уравнению: P0 (фунты/кв.дюйм) = 0,052 x ρB (фунты/галлон) x TVD (футы), где переводной коэффициент 0,052 — это 12 дюймов/фут ÷ 231 куб.дюйм/галлон.

Взаимозависимость давления/ глубины обычно выражается в понятии «градиента». Это величина представляет собой частное давления и глубины. Градиент геостатического давления (POG) рассчитывается следующим образом: POG (фунты/кв.дюйм /фут) = 0,052 x ρB (фунты/галлон)/

 Поскольку объемная плотность пород при их уплотнении варьируется, в зависимости от их расположения и глубины залегания, за объемную плотность обычно принимается 144 фунта/куб.фут (19,25 фунта/галлон или уд.вес 2,3), отсюда градиент геостатического давления или горного давления — 1 фунт/кв.дюйм/фут (0,23 кг/см2 /м). Наиболее точную величину объемной плотности породы можно получить из плотностной диаграммы. Эти диаграммы не всегда доступны для получения данного вида информации, однако градиенты можно и рассчитать. Средний градиент геостатического давления, представленный в виде кривой относительно глубины Мексиканского залива, близок к 0,83 фунта/кв.дюйм / фут (~16 фунтов/галлон) у поверхности и к 1,0 фунту/кв.дюйм /фут (~ 20 фунтов/галлон) на глубине около 20000 футов (6096 м). Если градиент пластового давления неизвестен, принято считать, что он равен 1,0 фунту/кв.дюйм/фут, или следует использовать значение, рассчитанное для близлежащего участка.

Тектонические силы

 Тектонические напряжения — это напряжения, ведущие к изменению структуры горных пород. Такие напряжения бывают вызваны региональными контактами и передвижениями плит земной коры, а также другими геологическими явлениями. Различие значений двух горизонтальных напряжений также обусловлено действием тектонических сил. В результате действия тектонических напряжений образуются сбросы и складки. Сжимающие тектонические напряжения приводят к тому, что, при уплотнении, хрупкие породы могут отслаиваться и обрушаться в ствол скважины, тогда как пластические породы, такие, как соли, выдавливаются в ствол скважины, что может привести к полному его перекрытию/сжатию. Под действием пространственных тектонических напряжений происходит разрыв пластов, что приводит к поглощению бурового раствора.

Складчатые пояса горных районов формируются в результате действия региональных сжимающих тектонических напряжений. Складчатый пояс состоит из антиклинальных и синклинальных складок, сформированных тектоническим сжатием (максимальным напряжением) действующим перпендикулярно осям складки (или перекрывающим плитам земной коры). Как максимальное, так и минимальное напряжение действует обычно в горизонтальном направлении, тогда как промежуточное напряжение в большинстве случаев действует вертикально. Сбросы в горных районах со сбросово-глыбовой структурой происходят под действием пространственных тектонических напряжений. Минимальное горизонтальное напряжение направлено перпендикулярно сбросовым линиям (или отступающим плитам земной коры), промежуточное осевое напряжение действует параллельно сбросовым линиям, а максимальное осевое напряжением — в вертикальном направлении. В районах, близких к залеганию соляно-купольных структур и плоских соляных залежей, напряжения изменяются в результате направленного вверх проникновения и миграции солей по горной породе. Трудно оценить, какое воздействие соляные отложения оказывают на поле напряжений, находящиеся в данной точке. Для повышения устойчивости ствола скважины чаще всего необходимо поддерживать высокие значения плотности бурового раствора. В таких районах часто возникают проблемы, ведущие к поглощению раствора и потере устойчивости ствола, так как данные струк- туры обладают крайне низким сопротивлением разрыву.

Пластическое течение

Деформация и сужение ствола скважины может происходить в пластично-текучих породах, таких как соленосные отложения. Под действием давления соли становятся текучими, выдавливаются в ствол скважины, вызывая его сужение, а иногда и полное перекрытие, а также прихват инструмента. Вследствие высокой пластичности соль может полностью передавать вес вышележащих горных пород в горизонтальном направлении, отсюда, значение всех трех напряжений будут равны. Соль становится более пластичной при повышении температуры выше 225° F (107° С). Если при разбуривании солей на небольших глубинах особых затруднений не возникает, то бурение в глубокозалегающих (ниже 10 000 футов [3048 м]) соленосных пластах представляет значительные трудности. На рис. 18 показано, какой плотности должен быть раствор, чтобы с его помощью можно было контролировать пластическое течение солей при известной глубине и температуре залегания.

 

 

Рис.18 Плотность раствора, необходимая для контроля оползания солей (<0,1 % час.).

 

Во многих районах при бурении в соляных отложениях применяются недонасыщенные минерализованные растворы, плотность которых ниже той, что требуется для предотвращения течения солей. При этом состав раствора способствует растворению породы и тем самым препятствует сужению ствола. Данная технология применяется, в основном, при прохождении соленосных пластов неглубокого залегания или промежуточных соляных отложений, находящихся под воздействием температур, не превышающих 225° F (107° C). «Мягкие» глинистые породы и гумбо с высоким содержанием воды также могут подвергаться пластической деформации при недостаточной плотности ис- пользуемой системы раствора, что приводит к сужению ствола и свабированию при подъеме инструмента. Часто сужение ствола происходит под воздействием сразу нескольких факторов, например при одновременном набухании породы и формировании толстой фильтрационной корки; таким образом, увеличение плотности раствора обычно смягчает проявления сужения ствола и поршневого эффекта при бурении в мягких глинах и глинах гумбо.

Химическое взаимодействие

Водочувствительные глины

 Различные формы неустойчивости ствола, возникающие в результате взаимодействия между буровым раствором и глинистыми формациями, обусловлены особенностями химического состава системы и ее воздействия на породу. Неоднократно предпринимались попытки разработать классификацию глин в соответствии со степенью их химической активности. Эти попытки обычно заключались в присвоении каж- дой категории глин цифровых и буквенных обозначений в соответствии со степенью активности данных отложений. Чаще всего, глины, чувствительные к действию воды, преимущественно состоят из монтмориллонита. Следовательно, при разработке классификаций содержание монтмориллонита используется в качестве основного критерия активности глин по отношению к водным растворам. Другими важными критериями являются КОЕ, общее содержание глинистой составляющей, содержание воды, площадь поверхности и твердость. Даже те глины, которые содержатся в породах и гидратируются в гораздо меньшей степени, чем монтмориллонит — такие как иллитовые,

хлоритовые или каолинитовые глины — до некоторой степени подвержены воздействию буровых растворов на водной основе. Компания M-I SWACO не опирается ни на одну из разработанных классификаций глин, поскольку ни одна система раствора не может быть в одинаковой степени эффективной при применении на различных месторождениях с различными геологическими условиями.

Лабораторные исследования

Разработан целый ряд лабораторных исследований, результаты которых позволяют в количественной форме представить химическое взаимодействие между различными водными растворами и определенным видом глинистой породы.

Проводятся следующие исследования:

 • Классификация глинистых пород (определение катионообменной способности и содержания глин).

 • Визуальная иммерсионная дефектоскопия.

• Определение гидратационной способности.

 • Определение твердости выбуренной породы.

• Тест на капиллярное всасывание.

 • Измерение линейного набухания.

• Дисперсионный тест.

• Тест на допустимое давление.

 • Тест на трехосное (объемное) сжатие.

 • Определение твердости глин.

Цель проводимых исследований — определить степень совместимости породы с буровым раствором. Однако при проведении теста необходимо учитывать, что на его результаты могут существенно повлиять такие свойства раствора, как водоотдача, вязкость фильтрата и вязкость бурового раствора. Не следует сравнивать результаты испытаний двух систем растворов, показатели водоотдачи и вязкости которых существенно отличаются. В компании M-I SWACO делается акцент на два основных испытания, тест с использованием измерения линейного набухания и дисперсионный анализ в камере старения. Принцип действия прибора по измерению линейного набухания — погружение кусочков породы в раствор и замер скорости и величины неограниченного линейного расширения. Наиболее подходящим будет раствор, в котором порода имеет наименьшую величину расширения, и скорость набухания в которой быстро снижается, достигая практически нулевого значения. С помощью данного прибора можно провести испытание сразу нескольких растворов с различными рецептурами. Результаты испытаний выражаются в процентах набухания (изменение исходной длины образца и скорости набухания по окончании теста). Типичные показатели данного теста — 50– 150%. Прибор чаще всего используется для определения различных уровней ингибирования, которые приобретает раствор в присутствии солей или других ионных ингибиторов (таких как кальций и калий). Он не подходит для определения эффективности действия закупоривающих агентов, таких как асфальт, гильсонит и сульфированный асфальт, или инкапсу- лирующих полимеров, подобных ЧГПАА и ПАЦ. При проведении дисперсионного теста используют фрагменты породы (или бурового шлама) определенного диаметра. С помощью данного испытания определяется доля твердой фазы, которая сохраняется в конкретном растворе после погружения ее в раствор и последующего высушивания в камере старения при вращении в течение определенного периода времени. Фрагменты породы обычно подбирают так, чтобы они были крупнее ячеек одной сетки и мельче размеров ячеек другой сетки. Буровой раствор с фрагментами породы пропускают сквозь сетки, частицы, оставшиеся на сетке с более мелким размером ячеек, взвешивают и указывают как процент восстановленного шлама. Дисперсионный тест отлично подходит для определения эффективности инкапсулирующих полимеров. Это одно из наиболее надежных испытаний совместимости системы бурового раствора с определенным типом глинистой породы и эффективности самой системы.

Эрозия

Эрозию вызывает турбулентность раствора при бурении мягких пород, таких как мел, неконсолидированный песчаник и мягкие глины и сланцы. Турбулентный поток вызывает эрозию в наиболее мягких пластах. Однако последние данные свидетельствуют о том, что основной причиной эрозии, связанной с воздействием раствора, является высокое значения скорости истечения раствора из насадок долот. Высокую скорость сдвига на насадках поддерживают для максимального увеличения скорости проходки. Данный параметр зачастую имеет большее значение, чем эрозия ствола. Степень эрозии зависит от прочности породы. Некоторые породы не подвержены эрозии. Наибольшая эрозия в глинах и сланцах возникает при скорости сдвига на насадках >100000 с-1. При бурении неконсолидированных песков может возникнуть необходимость в применении дополнительных технологий, ограничивающих эрозию. Наиболее успешным считается использование вязких растворов с высокими сдвигоразжижающими характеристиками и высоким содержанием бентонита (для формирования качественной фильтрационной корки).

Анализ на буровой

При проведении буровых работ в крайне сложных условиях требуется системный подход, включающий анализ условий возникновения неустойчивости ствола скважины. Одним из таких подходов (согласно Зауса и Чиволани), который может быть предложен в качестве руководства для инженеров по буровым растворам, предусматривает следующие действия:

1.Проведение контроля и анализ основного механизма разрушения пород.

2.Определение факторов, обуславливающих действие данного механизма

 3.Моделирование проблемы с учетом предполагаемых изменений.

Прочность породы определяется величиной трения и степенью цементации межзернового пространства.На трение влияет нагрузка от веса вышележащих пород, а также форма и ориентация зерен.Возраст породы влияет как на степень цементации, так и на форму и ориентацию зерен.

Возраст породы влияет как на степень цементации, так и на форму и ориентацию зерен.

Прочность горных пород обусловлена, главным образом, трением между зернами. На трение влияют несколько факторов, в том числе:

 

• Размер и форма зерен

• Ориентация зерен

• Сжимающие нагрузки, действующие на зерна

• Количество смазывающей жидкости в поровом пространстве

 

Рис. 21 Кажущаяся прочность породы

Цемент образуется из минералов, осаждающихся из воды, протекающей через пласт. Можно заметить похожий на породу материал, образующийся на дне электрического чайника. Он сходен с осадками, которые выпадают из раствора в пласте. Эти осадки цементируют зерна, в результате чего увеличивается прочность породы.

Роль трения и цемента можно проиллюстрировать на примере песка на пляже (рис.22). Когда песок сухой, то при высыпании он образует конус, похожий на вулкан или пирамиду. Песок не растекается тонким слоем, поскольку этому препятствует трение между отдельными зернами. Трение между зернами обеспечивает прочность песка, достаточную для образования конуса и сохранения параметра, называемого углом естественного откоса.

Если песок влажный, он достаточно прочен, чтобы из него можно было строить замки. Вертикальные стенки из влажного песка будут стоять, не разрушаясь. Вода, обладающая когезивными и адгезивными свойствами, действует как цемент, удерживающий зерна вместе. Кроме того, вода способствует более плотной упаковке песчаных зерен, в результате чего возрастает трение между зернами. Влажный песок является более прочным строительным материалом, чем сухой.

Однако если песок полностью насыщен водой, он становится непрочным и растекается тонким слоем. Это объясняется тем, что вода действует как смазочный материал. Без заметного трения песок не обладает прочностью.

Рис. 22 Аналогии прочности горных пород

Относительную прочность песочного конуса можно определить по углу откоса. Трение между зернами обеспечивает прочность песка, достаточную для образования конуса. Зерна влажного песка расположены ближе друг к другу, благодаря чему возрастает внутреннее трение и песок приобретает прочность, достаточную для строительства неразрушающихся вертикальных стенок. Чрезмерно количество воды в насыщенном песке приводит к разъединению зерен, причем вода смазывает их. Поскольку трение между зернами очень мало, песок растекается тонким слоем.

Напряжение

Сила передается через твердую породу как напряжение точно так же, как сила передается через жидкость как давление. Напряжением называют отношение силы к площади, на которую она действует. Оно измеряется в тех же единицах, что и давление. Обозначается напряжение греческой буквой σ (сигма) В отличие от давления, напряжение может быть положительным или отрицательным. Твердое тело может испытывать

напряжения следующих типов:

 

• Сжимающее напряжение

• Растягивающее напряжение

• Касательное напряжение

 

Материал испытывает сжимающее напряжение, когда он сжат. Материал испытывает растягивающее напряжение, когда он растянут, как канат с подвешенным на нем грузом.

Материал испытывает касательное напряжение, когда происходит сдвиг слоев относительно друг друга (рис.23).

 

 

Рис.23 Напряженные состояния

Эффективное напряжение

Не все напряжения в породе воспринимаются минеральным скелетом породы. Часть напряжений воспринимается жидкостью, запертой в порах породы (рис.23). Как было сказано раньше, при первоначальном отложении осадков каждая частица полностью окружена водой. По мере уплотнения осадков вода выжимается. Однако толща глин может стать такой мощной, или проницаемость уменьшается так сильно, что при дальнейшем уплотнении вода уже не может вытекать из пор. В таких условиях жидкость, запертая в порах, начинает воспринимать часть нагрузки. Примерно так же воздух в шинах воспринимает вес автомобиля. Полное напряжение, воспринимаемое породой, распределяется между скелетом породы и поровой жидкостью.

Часть полного напряжения, воспринимая скелетом породы, называется эффективным напряжением. Другие названия эффективного напряжения - межзерновое напряжение и скелетное напряжение.

Напряжение, воспринимаемое жидкостью в поровом пространстве, выражается как поровое давление. Поровое давление и эффективное напряжение вместе дают полное напряжение.

 

Полное напряжение = поровое давление + эффективное напряжение

Деформация и прочность образца породы зависят только от эффективного напряжения. Именно напряжение на контакте между зернами определяет относительное перемещение этих зерен. Деформация и проскальзывание зерен относительно друг друга не зависят от порового давления. Поэтому при исследовании прочности горной породы нас интересует именно эффективное напряжение.

 

Деформация

 

Деформация определяется как изменение длины или ширины образца, испытывающего напряжение. Обозначается деформация греческой буковой ε (эпсилон). Чем больше напряжение, которое испытывает порода, тем сильнее деформация.

Когда образец породы подвергается сжатию в лаборатории, он испытывает сжимающее напряжение. Путем измерений можно определить продольную и поперечную деформацию образца, испытывающего это напряжение.

 

.

Рис. 24 Зависимость между напряжением и деформацией образца породы при сжатии

График на рис.24 представляет собой типичную зависимость между напряжением и деформацией образца породы при сжатии. Следует отметить, что эта кривая напоминает кривую, отражающую результаты испытаний пласта на утечку. При испытании на утечку порода испытывает растягивающие напряжения, а буровой раствор - сжимающие напряжения. И порода, и буровой деформируются под действием этих напряжений. Буровой раствор находится в сжатом состоянии, а диаметр ствола увеличивается. Количество дополнительного бурового раствора, требуемого для заполнения скважины, может служить мерой суммы деформаций. Таким образом, диаграмма испытаний на утечку представляет собой график зависимости между напряжением и деформацией в координатах фунты/дюйм2 – баррели.

При низком уровне напряжений горные породы проявляют упругость. При снятии напряжения образец снова примет свои первоначальные размеры так же как резиновая лента. Прямолинейная часть графика представляет область упругих деформаций. При достижении уровня напряжений, превышающего предел упругости, произойдет необратимая деформация или разрушение образца. Такая деформация называется неупругой или пластической деформацией. Для большинства пород некоторая пластическая деформация наблюдается еще до достижения предела прочности. При превышении предела прочности образец разрушается. Мягкие глинистые породы могут испытывать большую пластическую деформацию, прежде чем будет достигнут предел прочности. Хрупкие известняки могут разрушиться сразу же после превышения предела упругости.

 

Коэффициент Пуассона

Жидкости (такие как вода) подчиняются закону Паскаля - давление передается жидкостью одинаково во всех направлениях. Если столб воды создает в высоком резервуаре гидростатическое давление 100 фунт/дюйм, то давление, действующее в горизонтальном направлении на стенку резервуара, равно 100 фунт/дюйм (рис.26). Давление, действующее в вертикальном направлении, полностью передается во всех других направлениях. В твердых телах давление, действующее в вертикальном направлении, передается в других направлениях не полностью.

 

Рис. 26 Коэффициент Пуассона (нагрузка, которую передает порода в горизонтальном направлении, зависит от коэффициента Пуассона, чем больше коэффициент Пуассона, тем более деформируемой является порода).

 

Отношение горизонтального напряжения к вертикальному напряжению выражается через коэффициент Пуассона. Оно определяется по следующей формуле:

 

σ h / σ v = ν / (1 - ν)

 

где коэффициент Пуассона, обозначаемый греческой буквой ν (ню), имеет некоторое значение, меньшее чем 0,5.

Отношение горизонтальной деформации к вертикальной деформации также выражается через коэффициент Пуассона. Оно определяется по формуле:

ε h / ε v = ν

Коэффициент Пуассона для воды равен 0,5, т.е. давление, действующее в вертикальном направлении, полностью передается во всех других направлениях. Коэффициент Пуассона для горной породы можно определить, подсчитав отношение поперечной деформации к продольной деформации.

Для мягких, молодых глинистых пород характерны высокие значения коэффициента Пуассона, поэтому горизонтальные напряжения в естественных условиях залегания высоки. Крепкие и хрупкие породы (такие как древние доломиты) имеют меньший коэффициент Пуассона, поэтому в них меньшая часть вертикальной нагрузки передается в горизонтальном направлении (рис.27).

Рис. 27 Поведение под нагрузкой хрупких и пластичных пород

Иначе говоря, некоторые породы деформируемы в большей степени чем другие; и они имеют относительно больший коэффициент Пуассона. Более хрупкие породы имеют меньший коэффициент Пуассона; они меньше деформируются под нагрузкой.

Коэффициент Пуассона для твердых песчаников может составлять всего лишь 0,01. Для известняков этот показатель изменяется от 0,15 до 0.31.

Значения коэффициента Пуассона для глинистых пород изменяются от 0,17 до 0.28, а для глины могут быть как низкими - 0,17, так и высокими - 0,50 (для очень влажных глин).

Почему так важно знать коэффициент Пуассона для разбуриваемой породы? Потому что пластичные породы могут выдавливаться в скважину под весом вышележащих пород. Для проходки пород с высоким коэффициентом Пуассона потребуется более плотный буровой раствор, поскольку в этом случае нужно предотвратить выдавливание или обрушение породы в скважину.

При определении коэффициента Пуассона в лаборатории принимается, что боковое давление одинаково со всех сторон. Однако в земной коре это не так.

 

Компоненты напряжений

Главные напряжения в земной коре действуют в вертикальном и горизонтальном направлениях. Скважины не всегда являются строго вертикальными или горизонтальными. Больше всего нас интересуют напряжения, действующие параллельно или перпендикулярно траектории скважины (рис.30). Чтобы найти эти напряжения, нужно рассмотреть компоненты напряжений.

Рис.30 Напряжения на стенках скажины (напряжения на стенках скважины действуют параллельно и перпендикулярно траектории скважины).

Компонента напряжений - это та часть напряжений, которая действует в интересующем нас направлении (рис.31). Любое напряжение, действующее под некоторым углом к траектории нашей скважины, можно разложить на две компоненты напряжений, одна из которых направлена вдоль траектории, а другая - перпендикулярно к ней. Величину напряжений можно найти с использованием простых тригонометрических формул.

Рис.31 Компоненты напряжений на стенках скважины (напряжения на стенках скважины можно найти суммированием компонент вертикальных и горизонтальных напряжений).

Кольцевые напряжения

Мы будет так много говорить о кольцевых напряжениях, что имеет смысл объяснить это понятие подробнее. Для этого рассмотрим сосуд давления, показанный на рис.34. Если разделить сосуд пополам вертикальной плоскостью, то обе половины будут стремиться разойтись. Внутреннее давление, действующее на поперечное сечение каждой половины сосуда, создаст усилие, раздвигающее эти половины. Сила, удерживающая вместе обе половины, обусловлена растягивающим напряжением в стенках сосуда. По величине эта сила равна произведению напряжения на площадь поперечного сечения стенки. Численно она равна силе, стремящейся раздвинуть обе половины. Это кольцевое напряжение остается неизменным по всему периметру сосуда, если не изменяется толщина стенки.

Рис.34 Кольцевые напряжения (Внутреннее давление стремится раздвинуть половины сосуда. В результате в стенках сосуда возникает растягивающее кольцевое напряжение. Если погрузить этот сосуд глубоко в море, в стенках будут действовать сжимающие кольцевые напряжения).

Представим себе, что тот же самый сосуд испытывает давление извне, как при погружении глубоко в море. Теперь наружное давление, действующее на ту же площадь, удерживает обе половины сосуда вместе. Кольцевые напряжения в любом месте сосуда являются сжимающими.

А сейчас посмотрим на сосуд, показанный на рис.35. Когда по оси y действует сила 10 тыс. фунтов, кольцевые напряжения в плоскости x-z равны 1 тыс. фунт/дюйм. Когда по оси x действует сила 5 тыс. фунтов, кольцевые напряжения в плоскости y-z равны 500 фунт/дюйм2. Две не равные по величине силы создают кольцевые напряжения разной величины.

 

 

Рис. 35 Кольцевые напряжения

Теперь давайте вернемся к нашему элементарному кубику породы, находящемуся в естественных условиях залегания. Если ствол скважины проходит рядом с этим кубиком, и с одной стороны удалена порода, создающая боковое давление, то недостающие напряжения восполняются кольцевыми напряжениями. Можно посмотреть на эту ситуацию и таким образом, что теперь поле напряжений должно обойти вокруг скважины (рис.36).

Рис.36 Распределениеинапряжений вокруг ствола скважины (Поскольку в процессе бурения удаляется порода, происходит перераспределение напряжений и возникают кольцевые напряжения).

Если скважина вертикальная, и нет тектонических напряжений, то горизонтальные напряжения (σH и σh) равны, и кольцевые напряжения равномерно распределены вокруг ствола скважины (рис. 37А).

Поскольку тектонические напряжения в той или иной степени существуют везде, то при любом распределении напряжений горизонтальные напряжения будут больше в одном направлении, чем в остальных. Наибольшие горизонтальные напряжения σH должны обойти скважину, как кольцевые напряжения. Это же относится и к наименьшим горизонтальным напряжениям σh. В результате возникают кольцевые напряжения, которые имеют максимальное значение на направлениях, отстоящих на 90° и 270° от направления действия наибольших главных горизонтальных напряжений (рис. 37В).

Рис. 37 Кольцевые напряжения на стенках скважины

Посмотрим на скважину, изображенную на рис.38. Принимаем, что тектонические напряжения равны (о"н = 0"ь), тогда кольцевые напряжения на стенках скважины будут распределены равномерно по всей окружности сечения ствола, как показано на рис. 37А. Однако на горизонтальном участке ствола вертикальные напряжения от веса вышележащих пород будут больше действующих горизонтальных напряжений. В результате кольцевые напряжения будут иметь максимальное значение на боковых стенках, и наименьшие значения на верхней и нижней стенках (рис. 37В). Если плотность бурового раствора недостаточно велика, стенки обрушатся в скважину.

Рис. 38 Анизатропное распределение напряжений

 

Вероятнее всего, большие разности напряжений будут встречаться на небольших глубинах. Это объясняется тем, что на глубине породы становятся более пластичными из-за более высокого бокового давления. Пластичные породы деформируются до выравнивания напряжений. Этот феномен называется "правило Гейма"3. В горных районах, где высоки тектонические напряжения, кольцевые напряжения могут быть в три раза больше в одном направлении, чем в другом, особенно у поверхности. На очень больших глубинах напряжения почти выравниваются, даже в горных районах.

Кольцевые напряжения отличаются не только в разных точках на стенке скважины, но и с удалением от стенки в пласт. Кольцевые напряжения имеют максимальное значение на стенке и уменьшаются до нуля на расстоянии примерно трех радиусов от стенки скважины (рис.39).

Рис. 39 Изменение кольцевых напряжений с удалением от стенки скважины

Нас интересуют наибольшие и наименьшие кольцевые напряжения (о"е) на стенке скважины. Эти напряжения можно найти по уравнению Кирша. Однако для нашего рассмотрения на уровне концепций лучше подходит графический метод, представленный Геком и Брауном (Hoek & Brown).

Изострессы

На рис. 41 показаны силовые линии поля напряжений с одной стороны скважины и линии равных напряжений (изострессы) с другой стороны скважины. Изострессы показывают соотношение наибольших главных напряжений в окрестности скважины и в пласте. Как мы помним, нас интересуют именно максимальные кольцевые напряжения на стенках скважины. Указанное отношение можно определять начиная с точек, где изострессы пересекают стенки скважины.

Как было указано выше, кольцевые напряжения имеют максимальное значение на направлениях, отстоящих на 900 и 2700 от направления действия наибольших горизонтальных напряжений, и изменяются по стенке скважины в зависимости от разности между наибольшим и наименьшим горизонтальными напряжениями.

Слева показаны силовые линии поля напряжений, а справа - изострессы. Изострессы построены по числам, показывающим соотношение наибольших главных напряжений, действующих в окрестности скважины и в пласте. В большинстве случаев наибольшими главными напряжениями в окрестности скважины являются кольцевые напряжения. Следует отметить, что при увеличении разности между горизонтальными напряжениями возрастают максимальные кольцевые напряжения (рис. А, В и F).

Когда скважина приобретает эллиптическое сечение вследствие эрозии из-за взаимодействия с бурильной колонной, максимальные кольцевые напряжения могут быть меньше, чем при круглом сечении, если большая ось эллипса ориентирована по направлению наибольших горизонтальных напряжений (рис. С и D). Если по направлению наибольших горизонтальных напряжений ориентирована малая ось эллипса, то максимальные кольцевые напряжения будут намного больше, чем при круглом сечении (рис. Е, G и H). Из работы Hoek and Brown; "Underground Excavations in Rock".

 

 

 

Рис. 41 Изострессы

Судя по изострессам на рис.41 В и Н, при начале обрушения породы в скважину из-за потери устойчивости стенок ствола, потеря устойчивости нарастает. В интервале хрупких пород это часто ведет к почти мгновенному катастрофическому обвалу. Большинство глинистых пород при проникновении в них фильтрата бурового раствора начинает разрушаться не сразу. Это дает некоторое время для принятия исправительных мер.

Как видно на рисунках с 41 А по 41 Н, форма сечения ствола оказывает значительное влияние на величину напряжений вокруг скважины. Можно заметить также влияние анизотропии напряжений на величину напряжений. Нас больше всего интересуют напряжения на стенках скважины. Обычно причиной обрушения породы являются касательные напряжения Касательное напряжение пропорционально разности между максимальным кольцевым напряжением на стенке и радиальным напряжением, обусловленным весом бурового раствора.

Возмущение поля напряжений сильнее всего проявляется около стенок скважины, а затем ослабевает с удалением от скважины в радиальном направлении. На расстоянии больше трех радиусов от стенки скважины поле напряжений остается невозмущенным. Обрушение породы вследствие потери устойчивости происходит в месте действия наибольших касательных напряжений, т.е. вблизи стенок. Однако зона деформации пластичных пород, таких как соль, мягкие глины и рыхлые пески, простирается в пласт на расстояние до трех радиусов от стенки скважины.

Следует отметить, что поведение глинистых пород изменяется со временем. Проникновение в пласт фильтрата бурового раствора приводит к возрастанию порового давления, в результате чего постепенно уменьшается радиальное напряжение и увеличивается кольцевое напряжение.

Радиальные напряжения

Давление столба бурового раствора создает радиальные напряжения на стенках скважины. Эти радиальные напряжения уменьшают сжимающие кольцевые напряжения. Кольцевые напряжения возникают из-за необходимости восполнения горизонтальных напряжений, действовавших в породе, удаленной при проводке скважины. Часть этих напряжений компенсирует давление бурового раствора, а остальное восполняют кольцевые напряжения. Чем больше часть напряжений, компенсируемая давлением бурового раствора, тем меньше останется на долю кольцевых напряжений (рис.42).

Рис.42 Перераспределение напряжений (Горизонтальные напряжения в породе, удаленной при бурении, восполняются радиальными и кольцевыми напряжениями).

Восполняемые напряжения = радиальные напряжения + кольцевые напряжения

Перераспределение полного напряжения = радиальные напряжения + кольцевые напряжения

Элементарный кубик породы на стенке скважины сжат кольцевыми напряжениями точно так же, как лабораторный образец сжат гидравлическим прессом (рис.43). Если сжимающие напряжения превышают кажущуюся прочность породы, произойдет обрушение. Радиальные напряжения от давления бурового раствора уменьшают кольцевые напряжения, создавая боковое давление. С увеличением плотности бурового раствора увеличивается кажущаяся прочность породы и уменьшаются сжимающие кольцевые напряжения.

Можно увеличить плотность бурового раствора до значения, при котором кольцевые напряжения уменьшатся до нуля. Если же чрезмерно увеличить плотность бурового раствора, то кольцевые напряжения могут стать растягивающими, и порода может разрушиться из-за растяжения (рис.44). Это и происходит при гидроразрыве пласта.

Рис.43 Радиадьные напряжения (Элементарный кубик породы на стенке скважины сжат кольцевыми напряжениями точно так же, как лабораторный образец сжат гидравлическим прессом. Радиальные напряжения создают боковое давление, в результате чего увеличивается кажущаяся прочность).

Рис.44 Взаимосвязь между радиальными и кольцевыми напряжениями (При увеличении плотности бурового раствора сжимающие кольцевые напряжения уменьшаются, и могут стать растягивающими).

Аналогичным образом, при уменьшении плотности бурового раствора кажущаяся прочность породы уменьшается. При выбросах из скважины часто выходят большие куски глинистой породы до тех пор, пока ствол скважины не будет перекрыт пробкой из обвалившейся породы. Часто неправильно думают, что пробка образовалась из-за сильного потока при выбросе, который "ободрал" стенки ствола. На самом деле пробка образовалась из-за того, что при выбросе из скважины бурового раствора уменьшаются радиальные напряжения, а кольцевые напряжения возрастают. В результате касательные напряжения настолько превышают предел текучести породы, что она выдавливается и обрушивается в скважину.

Осевые напряжения

Осевые напряжения определяются суммой компонент вертикальных и горизонтальных напряжений, действующих в осевом направлении. В вертикальной скважине осевые напряжения равны вертикальным напряжениям. В горизонтальной скважине осевые напряжения определяются суммой компонент горизонтальных напряжений, действующих вдоль оси скважины.

Следует отметить, что сопротивление продольному перемещению бурильной колонны в скважине приводит к увеличению осевых напряжений.

Плотность бурового раствора

Давление столба бурового раствора создает радиальное напряжение, действующее на стенки скважины. Вспомним, что говорилось в разделе "Механика горных пород" о влиянии радиальных напряжений на устойчивость стенок скважины.

Напряжение в материале, удаленном при бурении, должно быть восполнено комбинацией кольцевого и радиального напряжений. Как показывает уравнение: Перераспределение полного напряжения = радиальные напряжения + кольцевые напряжения  чем выше плотность бурового раствора, тем ниже кольцевые напряжения.

Плотность бурового раствора не только уменьшает кольцевые напряжения, но также создает боковое давление, увеличивающее кажущуюся прочность породы.

Способность уменьшать кольцевые напряжения и одновременно увеличивать кажущуюся прочность породы делает плотность бурового раствора мощным инструментом для борьбы с потерей устойчивости стенок скважин.

Можно увеличить плотность бурового раствора до такого значения, при котором кольцевые напряжения уменьшатся до нуля. Если увеличить плотность бурового раствора слишком сильно, то кольцевые напряжения станут растягивающими, и порода может разрушиться из-за чрезмерного растяжения . Именно это и происходит при гидроразрыве пласта.

Влияние плотности бурового раствора можно проиллюстрировать графически с помощью огибающей предельных кругов напряжений для различных значений плотности бурового раствора (рис. 49).

Увеличение плотности бурового раствора приводит к возрастанию радиальных напряжений и уменьшению кольцевых напряжений. При чрезмерном увеличении сжимающие напряжения могут уменьшиться до нуля и превратиться в растягивающие. Уменьшение плотности бурового раствора приводит к возрастанию касательных напряжений, поскольку оно сопровождается уменьшением радиальных напряжений и возрастанием кольцевых напряжений. Если круг напряжений выходит за огибающую, стенки скважины становятся неустойчивыми.

Рис. 49 Круги напряжений для различных значений плотности бурового раствора

Известны различные подходы к оптимизации плотности бурового раствора. Один из них предусматривает изменение плотности таким образом, чтобы кольцевые напряжения уменьшились до нуля. Он известен как метод средней линии, предложенный Аас1поу. Метод средней линии основан на предположении, что для уменьшения кольцевых напряжений до нуля нужно изменить плотность бурового раствора до среднего между численными значениями градиента порового давления и градиента давления гидроразрыва пласта. На рис. 50 дана графическая иллюстрация этого подхода.

Может появиться искушение держать плотность бурового раствора на как можно более низком уровне, чтобы до максимума увеличить скорость проходки. К сожалению это часто приводит к увеличению диаметра ствола и потерям времени из-за сужения ствола. Метод средней линии дает возможность свести к минимуму проблемы в скважине за счет некоторого уменьшения скорости проходки на небольших глубинах. Аас1поу приводит перечень скважин, пробуренных с использованием метода средней линии.

Прочность породы

Очевидно, что чем прочнее порода, тем большее напряжение она может выдержать. Как мы уже установили, прочность породы зависит главным образом от прочности цемента и от трения между отдельными зернами, составляющими скелет породы. Прочность на сжатие и упругость отдельных зерен также определяют прочность породы. Посмотрим на скелет горной породы, показанный на рис.52. Чтобы порода разрушилась по поверхности скольжения, нагрузка должна превысить сопротивление цемента и трение между зернами, находящимися в контакте друг с другом на этой поверхности.

Если число точек контакта невелико, фактические напряжения в этих точках будут очень высоки. Таким образом, прочность породы возрастает при увеличении точек контакта в скелете породы.

Рис.52 Прочность породы (Некоторые зерна должны деформироваться или разрушиться, чтобы иметь возможность переместиться относительно других зерен).

Прочность породы зависит и от прочности отдельных зерен, составляющих ее минеральный скелет. Некоторые из этих зерен расположены непосредственно на поверхности скольжения, и они должны деформироваться или разрушиться, чтобы иметь возможность переместиться относительно других зерен (рис.52).

Чем прочнее эти зерна, тем труднее их разрушить. Для разрушения породы требуется либо отклонение поверхности скольжения от своего пути, либо увеличение действующего напряжения.

Более слабые породы разбуриваются быстрее и, вероятно, разрушаются раньше более прочных. Можно построить график изменения скорости проходки по глубине и использовать его для прогнозирования расширений ствола. Вероятность того, что диаметр скважины останется номинальным, выше там, где скорость проходки ниже (рис.53), т.е. в интервалах более прочных пород. Эта информация становится еще более ценной, когда рядом построена литологическая колонка. Большая часть станций ГТИ может распечатывать такие графики для буровой бригады еще до подъема инструмента из скважины.

Рис.53 График изменения скорости проходки по глубине

Температура

Центральная часть Земли имеет достаточно высокую температуру, чтобы породы находились под земной корой в расплавленном состоянии. Эта теплота медленно уходит через кору, так же как уходит теплота с поверхности большого слитка горячей стали. При погружении в земную кору температура обычно возрастает с глубиной. Средний температурный градиент равен примерно 1°F/100 фут глубины.

При циркуляции бурового раствора в скважине изменяется температура пород, находящихся с ним контакте. Холодный буровой раствор охлаждает породы в нижней части скважины; горячий буровой раствор нагревает породы в верхней части скважины. Эти изменения температуры могут оказать негативное влияние на устойчивость стенок ствола. Наиболее заметны изменения температуры, когда восстанавливают циркуляцию после продолжительного периода отсутствия циркуляции.

Влияние возрастания температуры на устойчивость стенок ствола проявляется через несколько механизмов. Оно может привести к увеличению кольцевых напряжений на стенках скважины из-за уменьшения радиальных нагрузок, обусловленных давлением столба бурового раствора. Кроме того, оно приводит к ослаблению породы из-за уменьшения трения между зернами. Коэффициент расширения воды больше, чем у горных пород. При повышении температуры жидкость в порах будет расширяться быстрее, чем скелет породы. В результате возрастает поровое давление и уменьшается эффективное напряжение в скелете. Увеличение порового давления приводит также к уменьшению разности давлений на стенке ствола и, соответственно, уменьшению радиальных напряжений. В результате возрастают сжимающие кольцевые напряжения (рис. 54).

Рис. 54 Круги напряжений при изменениях температуры

Увеличение порового давления вынуждает также разойтись дальше отдельные зерна в скелете породы. В результате этого уменьшается сила трения между зернами, и прочность породы понижается. Объем жидкости в поровом пространстве увеличивается, улучшается смазка и происходит разрушение цемента. Увеличение температуры приводит и к небольшому расширению скелета породы. Некоторые минералы в породе расширяются больше других, в результате чего сдвигается и разрушается цемент. Снижение температуры вызывает обратный эффект. Жидкость в порах сжимается быстрее, чем скелет породы. В результате возрастает эффективное напряжение в скелете и разность давлений на стенках скважины. Прочность породы увеличивается, но из-за возрастания разности давлений в некоторых случаях возможны поглощения.

При выполнении СПО температура пласта изменяется. При подъеме инструмента порода около стенок скважины нагревается или охлаждается до своей первоначальной температуры (в результате циркуляции обычно охлаждается нижняя часть скважины и может нагреваться верхняя часть скважины). После восстановления циркуляции по бурильной колонне движется холодный буровой раствор, охлаждающий нижнюю часть скважины, а по кольцевому пространству поднимается теплый буровой раствор, нагревающий верхнюю часть скважины.

Частые спуски и подъемы инструмента могут привести к разрушению пород и вызвать обрушение, даже если напряжения не выходят за огибающую предельных кругов напряжений.

Одна из проблем, связанных с бурением глубоких высокотемпературных скважин, заключается в том, что при вымывании из скважины газа циркуляцией может произойти поглощение около забоя, когда к долоту подойдет холодный буровой раствор. Вполне вероятно также, что расширение газа и снижение забойного давления не будут замечены, пока газ не подойдет совсем близко к поверхности. В это время может произойти приток в скважину пластовых флюидов с последующим ощутимым интенсивным проявлением.

Если при бурении высокотемпературной скважины возникнет проблема, связанная с контролем над ней, то при прекращении циркуляции порода около стенки ствола обычно нагревается, и активный объем остывает не сразу. Стенки скважины остаются нагретыми и при низком расходе циркуляции. После продолжительного периода отсутствия циркуляции или циркуляции с низким расходом стенки скважины могут потерять устойчивость.

Поскольку при повышении температуры жидкость в порах будет расширяться быстрее, чем скелет породы, изменения температуры влияют на радиальные напряжения. Изменения радиальных напряжений приводят к изменениям кольцевых напряжений. Увеличение температуры влечет за собой уменьшение радиальных напряжений и увеличение кольцевых напряжений. В результате устойчивость стенок скважины уменьшается. Небольшое уменьшение температуры может привести к повышению устойчивости стенок скважины. Чрезмерное уменьшение температуры может привести к поглощению.

Фильтрат бурового раствора

Бурение на репрессии

Мы уже говорили о влиянии плотности бурового раствора на устойчивость стенок скважины, на радиальные напряжения и на круги напряжений. Однако следует различать "репрессию" и радиальные напряжения, обусловленные ею. Репрессией называется превышение гидростатического давления над поровым давлением. Это не есть радиальная сила, обусловленная репрессией.

Давление жидкости на стенки скважин создает радиальные напряжения, способствующие повышению устойчивости стенок. Радиальные напряжения приводят к снижению кольцевых напряжений и создают боковое давление на элементы породы по стволу скважины. Это боковое давление способствует увеличению кажущейся прочности породы. Радиальные напряжения возникают из-за действия дифференциального давления на стенках скважины. Это дифференциальное давление обусловлено превышением давления в скважине над пластовым давлением. Однако дифференциальное не равно репрессии! Глинистые породы проницаемы. Некоторая часть фильтрата бурового раствора проникает в поры глинистой породы, в результате чего возрастает поровое давление в приствольной зоне (рис.55). По мере проникновения фильтрата в поры глинистой породы дифференциальное давление на стенке скважины уменьшается. Этот процесс происходит постепенно.

Рис.55 Зависимость порового давления от времени

Под дифференциальным давлением понимают разность давлений относительно поверхности стенок скважины. Проникновение фильтрата в приствольную зону пласта приводит к возрастанию порового давления и уменьшению дифференциального давления.

Чтобы лучше представить себе изменение пластового давления в приствольной зоне из-за проникновения в нее фильтрата бурового раствора, можно сравнить депрессионные кривые при проникновении в пласт фильтрата с депрессионными кривыми при отборе и нагнетании воды в оросительных скважинах, показанными на рис. 56 и 57.

Чтобы снять депрессионную кривую при отборе воды в оросительных скважинах большого диаметра используют несколько наблюдательных скважин, пробуренных на различных расстояниях от добывающей скважины. Замечено, что при откачке воды уровень снижается как в добывающей скважине, так и в наблюдательных скважинах. Для построения депрессионной кривой при отборе на график наносят величины уровня воды в наблюдательных скважинах и расстояния до этих скважин от добывающей скважины (рис.56).

 

Рис. 56 Депрессионная кривая при отборе            Рис.57Депрессионная кривая при нагнетании

Когда производится закачка воды в нагнетательную скважину, как показано на рис.57, то уровень в близлежащих наблюдательных скважинах повышается. Если нанести на график величины уровня в наблюдательных скважинах и расстояния до соответствующих наблюдательных скважин, то по этим точкам можно построить депрессионную кривую при нагнетании.

Уровень воды в наблюдательных скважинах характеризует пластовое давление на соответствующем расстоянии от нагнетательной скважины. Кривые, показанные на рис.55., представляют собой депрессионные кривые при проникновении в пласт фильтрата бурового раствора.

Одной из целей специалистов по проектированию скважин и по буровым растворам является снижение скорости движения фильтрата в пласт. К сожалению, этого нельзя достичь используя глинистую корку и реагенты-понизители водоотдачи, действующие в корке.

В высокопроницаемых породах, таких как песчаники, на стенках скважины образуется фильтрационная глинистая корка, препятствующая утечке бурового раствора в пласт. Даже при наличии хорошей фильтрационной корки определенная часть фильтрата постоянно проходит через нее и проникает в пласт. Если пласт имеет достаточную проницаемость, чтобы образовалась фильтрационная корка, то он имеет достаточную проницаемость, чтобы фильтрат проник глубоко в пласт. Чтобы удержать фильтрационную корку на месте, нужно поддерживать дифференциальное давление.

Однако глинистые породы недостаточно проницаемы, чтобы на их поверхности формировалась устойчивая фильтрационная корка. Проницаемость фильтрационной корки на поверхности песчаников обычно на несколько порядков превышает проницаемость большинства глинистых пород. Поры в глинистых породах настолько малы, что попасть в них могут лишь немногие, если вообще какие-либо, твердые частицы. Твердые частицы задерживаются на стенках скважины, как на фильтре, и проникнуть в глинистую породу может лишь фильтрат, не содержащий твердой фазы. Поток фильтрата в глинистой породе недостаточно велик для того, возникающее дифференциальное давление сильно прижимало твердые частицы к стенке ствола. Действие потока бурового раствора и механическая эрозия вследствие взаимодействия с бурильной колонной удаляют глинистую корку со стенок скважины (рис. 60).

Рис. 60 Фильтрационная корка на поверхности глинистой породы (Глинистые породы недостаточно проницаемы, чтобы на их поверхности формировалась фильтрационная корка. Все твердые частицы задерживаются на стенках скважины, как на фильтре, но они не прижимаются к стенке скважины дифференциальным давлением настолько сильно, чтобы не быть сорванными потоком).

Утверждать, что на поверхности глинистых пород фильтрационная корка вообще не образуется, не совсем правильно. Когда колона неподвижна и нет циркуляции, на стенке может образоваться неустойчивая глинистая корка, но при восстановлении циркуляции она не удержится на стенке и будет удалена. В крупных порах или трещинах, где образуются мосты из твердых частиц, может существовать внутренняя фильтрационная корка. Однако на большей части поверхности глинистой породы, находящейся в контакте с буровым раствором, устойчивая глинистая корка, которая не будет удалена потоком циркулирующего бурового раствора, отложиться не может. Даже если это произойдет, расход фильтрации через глинистую породу будет меньше расхода через фильтрационную корку.

Есть несколько способов, позволяющих свести к минимуму или предотвратить проникновение в пласт фильтрата. К ним относятся:

•     Уменьшение репрессии,

•     Уменьшение проницаемости глинистых пород,

•     Увеличение вязкости фильтрата бурового раствора, и

•     Создание полупроницаемой мембраны для уравновешивания дифференциального давления осмотическим давлением.

Уменьшение репрессии, прежде всего, противоречит задаче поддержания репрессии. Некоторая репрессия необходима для создания радиальных напряжений на стенке скважины. Однако чрезмерная репрессия может быть вредной, даже если она недостаточно велика, чтобы привести к поглощению. Должна поддерживаться оптимальная репрессия, при которой действуют достаточные радиальные напряжения, но утечки фильтрата минимальны. Один из путей определения такой репрессии - метод средней линии, предложенный Аadпоy.

Уменьшение заданной репрессии может иметь очень серьезные последствия. Проникновение в пласт фильтрата вследствие существовавшей ранее репрессии приведет к повышению порового давления до значения, которое может превышать новое давление в скважине. Это вызовет уменьшение или даже перемену знака радиальных напряжений, что сильно отразится на устойчивости стенок скважины. Поэтому эффект поршневания при подъеме инструмента, очевидно, отрицательно сказываются на устойчивости стенок скважины.

Уменьшение проницаемости глинистых пород достигается благодаря химическим реакциям между фильтратом бурового раствора и глинистой породой или чрезвычайно мелким частицам, образующим материал глинистой корки. Следует отметить, что многие пласты, сложенные глинистыми породами, характеризуются наличием большого количества трещин, как естественных, так и образовавшихся в процессе бурения. Фильтрат бурового раствора проникает в пласт, главным образом, по этим трещинам. В таких случаях эффективен гильсонит и другие добавки, способствующие образованию глинистой корки (рис. 61). Для повышения вязкости фильтрата бурового раствора используются такие добавки, как гликоль, глицерин, сахара и силикаты. Эти добавки воздействуют на псевдокристаллическую структуру воды, связанной с поверхностью глины.

Достичь баланса между осмотическим давлением и дифференциальным давлением проще при бурении на РУО, чем на РВО. При использовании РУО этого можно достичь, добавляя ПАВ и соли. ПАВ нужны для создания на стенках скважины полупроницаемой мембраны. Соли применяются для обеспечения требуемой солености эмульгированной водной фазы РУО. Создать полупроницаемую мембрану при использовании РВО труднее. Тем не менее, достичь баланса между осмотическим давлением и дифференциальным давлением при использовании РВО возможно, хотя и менее вероятно.

 

Рис. 61 Проницаемость глинистых пород (Проницаемость глинистых пород уменьшается, когда фильтрат связывается с поверхностью породы. При этом уменьшается ее эффективная пористость).

Осмотический поток воды в массив глинистой породы и из него обусловлен разностью концентраций солей в фильтрате бурового раствора и в жидкости, заполняющей поры. При очень высокой концентрации солей в буровом растворе вода вытесняется из глинистой породы (рис.62). При очень низкой концентрации солей в буровом растворе вода втягивается в глинистую породу. При наличии репрессии вода также проникает в глинистую породу. Можно установить баланс между потоком, обусловленным дифференциальным давлением, и осмотическим потоком из глинистой породы, так чтобы в итоге поровое давление оставалось неизменным.

Рис. 62 Осмотический поток в глинистых породах

 Для осмотического потока требуется идеальная полупроницаемая мембрана. Глинистые породы не обеспечивают идеальную мембрану, поскольку размер их пор изменяется в широком диапазоне. Некоторые ионы могут "перетекать" через мембрану с фильтратом. Когда фильтрат, содержащий ионы, смешивается с жидкостью, первоначально заполнявшей поры, возможные различия между буровым раствором и жидкостью, первоначально заполнявшей поры, уменьшаются. В результате осмотический поток ослабевает. Успешность использования осмотического потока для минимизации проникновения в пласт фильтрата бурового раствора в значительной степени зависит от качества "мембраны", образовавшейся на стенках скважины. Качество мембраны определяют ПАВ и качество глинистой породы.

Многие из этих ПАВ вредны для окружающей среды, как и многие нефти, поэтому от использования РУО часто отказываются, несмотря на их превосходные качества. С РВО удалось достичь некоторого успеха, но сложно найти подходящие ПАВ для работы в глинистых породах, которые были бы приемлемы с экологической точки зрения.

Жидкость движется через полупроницаемую мембрану под действием осмотического давления в область более высокой концентрации соли. Можно компенсировать уход жидкости из глинистой породы вследствие осмотических явлений поступлением в пласт фильтрата вследствие репрессии.

Осмотический поток может быть больше потока, вызванного репрессией. Это может привести к дегидратации глинистой породы. Дегидратация ведет фактически к увеличению прочности глинистых пород по тем же причинам, которые вызывают ослабление глинистых пород при проникновении в них фильтрата. Однако в этом случае возникает опасность поглощения или разрушения породы из-за появления растягивающих напряжений.

Если осмотический поток движется в пласт, то расход фильтрата, проникающего в пласт, возрастет. Здесь следует отметить, что L. Bailey et al. из Кембриджского исследовательского института оспаривают роль осмотического переноса.

Действие капиллярных сил является еще одним фактором, способствующим проникновению фильтрата в пласт. Многие пласты глинистых пород не насыщены смачивающей жидкостью, например водой, даже если эти пласты залегают ниже уровня воды. Когда эти глинистые породы находятся в контакте со смачивающей жидкостью, жидкость будет проникать в поры благодаря действию капиллярных сил. Воздух или газ, запертые в поровом пространстве, будут испытывать поровое давление, возросшее на величину капиллярного давления. Чем меньше диаметр устья поры, тем сильнее капиллярное давление. Именно капиллярное давление заставляет очевидно твердые, сухие образцы глинистых пород разрушаться при контакте с водой. Микроскопические и видимые трещины, которые кажутся плотно заполненными цементом, на самом деле проницаемы для жидкости, движущейся под действием капиллярных сил, и их поверхности смачиваются вскоре после контакта с водой. Капиллярное давление заставляет трещины широко раскрываться, и образец разрушается. Фильтрат бурового раствора может просочиться в мелкие трещины во вскрытых пластах, в результате чего гидратационные напряжения будут нарастать быстрее (рис.63).

Рис. 63 Действие капиллярных сил

Капиллярное давление зависит от сродства между глинистой породой и смачивающей жидкостью. Обычно чем более полярной является жидкость, тем лучше она смачивает глинистые породы. Вода является высокополярной жидкостью, а нефть неполярна. Это объясняет, почему ненарушенные образцы глинистых пород с одинаковой трещиноватостью разрушаются в воде и не разрушаются в нефти.

Глинистые породы не являются однородными. Они имеют поры различного размера и множество плоскостей напластования, они часто перемежаются тонкими прослоями песка. Поэтому их проницаемость изменяется с глубиной. Соответственно изменяется и расход фильтрации. Глинистые породы, залегающие вблизи проницаемых песков, могут принимать фильтрат бурового раствора из песка, так же как из скважины.

Вибрация бурильной колонны

Вибрация бурильной колонны способствует потере устойчивости стенок скважины в большей степени, чем представляет себе большинство людей. При вибрации бурильной колонны происходят колебания и радиальных, и осевых, и кольцевых напряжений. Эти колебания напряжений вызывают механическую усталость. В особо тяжелых случаях напряжения могут превысить предел текучести породы всего лишь за один цикл. Ниже рассмотрены различные типы вибрации бурильной колонны и влияние вибрации на устойчивость стенок скважины.

Бурильная колонна почти всегда находится в контакте со стенками скважины. Вращающаяся бурильная колонна может биться о стенки или перекатываться по окружности сечения ствола. Центробежная сила вынуждает вращающуюся колонну биться о стенки скважины. При ударе о стенку колонна передает ей момент количества движения и создает радиальную нагрузку. Затем она отскакивает от стенки и движется в другом направлении. Удары бурильной колонны о стенки скважины создают вибрацию во всей колонне. Вибрирующая колонна соударяется со стенками скважины в местах перегиба, одновременно в нескольких точках (рис.64).

Рис.64 Вибрация бурильной колонны

Величина момента количества движения или радиальные напряжения при ударе зависят, главным образом, от скорости перемещения колонны в радиальном направлении. Они зависят также от растяжения и массы бурильной колонны.

Вращающаяся бурильная колонна постоянно бьется о стенки скважины. Она соударяется со стенками скважины в нескольких местах одновременно. Частота соударений бурильной колонны со стенками скважины в большой степени зависит от ее ускорения, которое определяется растяжением колонны и частотой ее вращения. Частота соударений зависит также от расстояния, на котором ускоряется колонна после отскока от стенки и до следующего соударения. Поэтому чем больше диаметр скважины и чем меньше диаметр бурильной колонны, тем сильнее удар колонны о стенку скважины.

Радиальная скорость колонны зависит от расстояния, на котором ускоряется колонна после отскока от стенки и до следующего соударения. Таким образом, скорость колонны возрастает при увеличении диаметра скважины и/или уменьшении диаметра колонны. Ускорение колонны зависит от ее растяжения и частоты вращения. Ускорение возрастает при увеличении натяжения и/или частоты вращения колонны. Вращение с высокой частотой бурильной колонны небольшого диаметра, приподнятой над забоем, в скважине большого диаметра может привести к серьезным проблемам.

Часто совершают ошибку - вращают бурильную колонну, приподнятую над забоем, с высокой частотой для очистки ствола. Иногда это действительно необходимо. Нужно каждый раз оценивать целесообразность вращения колонны, приподнятой над забоем. При этом следует проявлять осторожность и не путать обвалившуюся породу с выбуренным шламомЕще один тип вибрации - "стоячая волна". Такая вибрация возникает, когда внезапно прекращается продольное перемещение бурильной колонны. Иногда стоячую волну используют для освобождения застрявшего шланга или шнура удлинителя. Когда движение бурильной колонны вниз резко прекращается торможением лебедки, вниз по колонне распространяется волна. Резкая остановка бурильной колонны на уступе в стенке скважины при подъеме приводит к аналогичному результату, но здесь волна движется в противоположном направлении. Чем сильнее растянута колонна, тем быстрее распространяется стоячая волна, и тем сильнее соударение колонны со стенкой скважины.

При работе бурового насоса возникают пульсации давления, вызывающие вибрацию бурильной колонны, особенно когда тарелки клапанов садятся неправильно. Эта вибрация иногда ощущается в буровом шланге. Долото также передает колонне осевую вибрацию и крутильные колебания. Шарошечные долота с крупными зубьями обычно создают более сильную вибрацию, чем долота с мелкими поликристаллическими алмазными вставками. Эта вибрация усиливается с увеличением массы и частоты вращения долота. Стабилизация долота с помощью КНБК большого диаметра позволяет свести эту вибрацию к минимуму. Массивная наддолотная компоновка ослабляет вибрацию. Чем массивнее КНБК, тем эффективнее ослабляется вибрация. Бурильная колонна, испытывающая крутильные колебания, ведет себя подобно винтовой пружине, изменяющей свою длину и диаметр при каждом цикле вибрации. В результате этого на стенках скважины возникают радиальные и осевые напряжения. Кроме того, крутильные колебания могут создавать кольцевые напряжения вследствие трения между колонной и стенками скважины.

Кольцевые напряжения создаются тангенциальной компонентой действующей силы вследствие трения между колонной и стенками скважины. Трение между колонной и стенками может быть двух типов, трение покоя и трение движения. Чтобы сдвинуть неподвижную бурильную колонну, нужно преодолеть трение покоя. Когда колонна находится в движении, между ней и стенками возникает трение движения. Силу трения обоих типов определяют по следующей формуле:

F = μN,

Где F - сила трения; μ - коэффициент трения ; N - радиальная сила, прижимающая колонну к стенкам скважины.

Коэффициент трения движения меньше, чем коэффициент трения покоя. Если вследствие крутильных колебаний частота вращения участка колонны уменьшается до нуля, для возобновления движения колонны нужно преодолеть трение покоя. Это трение влияет на кольцевые напряжения больше, чем трение движения. При очень медленном вращении колонны многие ее участки бывают временно неподвижны. Ротор может вращать колонну равномерно, но долото периодически останавливается, а затем снова поворачивается. Винтовая пружина закручивается и раскручивается, и осевая нагрузка на долото колеблется. Если построить зависимость между крутящим моментом и частотой вращения, то можно обнаружить существование "пороговой" частоты вращения, до которой крутящий момент не проявляется. При этой частоте вращения развивается достаточный крутящий момент, чтобы преодолеть трение, из-за которого некоторые участки бурильной колонны временно неподвижны. Когда трение покоя преодолено, действует только сила трения движения, и крутящий момент уменьшается. При увеличении частоты вращения вибрация усиливается, и крутящий момент возрастает.

В общем случае, чем больше частота вращения, тем разрушительнее вибрация. При бурении некоторых вертикальных скважин может существовать критическая частота вращения, которая вызывает резонанс в бурильной колонне. При этом возникают сильнейшие вибрации, чрезвычайно опасные и для колонны, и для скважины. Вопреки расхожему мнению, в большинстве скважин обычно не существует критической частоты вращения.Здесь слишком сильно варьируют геометрия ствола, параметры вибрации и ослабляющие факторы, чтобы возникал резонанс. Наиболее высока вероятность существования критической частоты вращения в вертикальных скважинах с номинальным диаметром ствола. Для точного расчета критической частоты вращения нужны идеальные условия. Перекатывающаяся колонна никогда не отходит от стенок скважины. Перекатываться по стенкам скважины колонну вынуждает центробежная сила. При этом трение влияет на кольцевые напряжения, а поперечная нагрузка, прижимающая бурильную колонну к стенкам скважины, влияет на радиальные напряжения. Если имеют место крутильные колебания, то изменяются и осевые напряжения на стенках скважины. Как мы помним, радиальные и осевые напряжения влияют на кольцевые напряжения. Все напряжения, обусловленные взаимодействием колонны со стенками скважины, являются циклическими, поэтому на стенках скважины происходят усталостные разрушения. Часто говорят о том, как поршневание при спуске и подъеме инструмента приводит к усталостному разрушению стенок скважины, но при этом происходит намного меньше циклов изменения давления, чем при вращении бурильной колонны.

Геометрия ствола

Форма ствола напрямую влияет на устойчивость стенок скважины. Большие поперечные нагрузки, создаваемые колонной в месте резкого искривления ствола, создают высокие напряжения на стенках скважины. Желоба, выработанные в стенках, изменяют распределение напряжений. В местах расширения ствола возрастают нагрузки, обусловленные вибрацией колонны (рис.65).

Рис.65 Типы разрушений при сдвиге и растяжении

Типы обрушения

Обрушение глинистых пород в скважину может происходить по двум основным причинам вследствие разрушения из-за чрезмерных напряжений и вследствие ползучести или текучести. Разрушение из-за чрезмерных напряжений происходит, когда нагрузка превышает прочность породы. Ползучестью называют непрерывную пластическую деформацию под неизменной нагрузкой. Когда такие породы как соль и набухающие глины выдавливаются в скважину, происходит их обрушение вследствие ползучести. Напряжения, вызывающие ползучесть, могут иметь механическую или химическую природу.

Ползучесть

Под действием касательных напряжений хрупкие породы разрушаются. Чем больше хрупкость, тем серьезнее разрушение. Пластичные породы, такие как соль и гипс, под нагрузкой не разрушаются, а текут, уменьшая сечение скважины. Когда порода разрушается, она теряет свою прочность. При пластической деформации породы прочность теряется лишь частично. Чем выше упруго-пластические свойства породы, тем в большей степени сохраняется ее прочность при деформировании. Некоторые горные породы в реальных условиях заметно проявляют свойство, известное как "ползучесть" или текучесть. На рис.66 показаны зависимости между напряжением и деформацией для хрупких и пластичных материалов.

 

Рис. 66 Пластическая деформация и ползучесть (Хрупкие породы разрушаются и теряют прочность Пластичные породы деформируются, но все же сохраняют прочность).

Ползучесть проявляется после начала бурения скважины. Напряжения в материале, удаленном долотом, должны быть восполнены кольцевыми напряжениями и радиальными напряжениями, обусловленными давлением столба бурового раствора. Если кольцевые напряжения слишком высоки, начнется пластическая деформация породы и выдавливание ее в скважину.

Сначала наивысшие кольцевые напряжения действуют непосредственно на стенках скважины. Когда начнется пластическая деформация породы на стенке, она уже не выдерживает полностью кольцевых напряжений, поэтому кольцевые напряжения распространяются в приствольную зону пласта. Таким образом, порода деформируется сначала на стенках скважины, а затем на все большем расстоянии от скважины. Зона деформации распространяется от стенки скважины в пласт на расстояние до трех радиусов (рис.67).

Чтобы избежать прихватов, нужно проработать ствол и удалить попавший в него материал. Этот материал все еще воспринимает какую-то нагрузку, поэтому после проработки ствола процесс продолжится, и максимум кольцевых напряжений переместится дальше в пласт. Со временем в зоне, определяемой максимумом кольцевых напряжений, окажется достаточно материала, воспринимающего нагрузку, и деформация прекратится.

Если кольцевые напряжения слишком высоки, начнется пластическая деформация пород и выдавливание породы в скважину. Выдавленная порода все еще воспринимает определенную нагрузку, поэтому после проработки ствола процесс продолжится, и максимум кольцевых напряжений переместится дальше в пласт. Со временем установится равновесное состояние, и выдавливание прекратится.

 

Рис. 67 Распределение напряжений в пластичных породах

Наибольшей ползучестью или текучестью характеризуются соль и гипс. Велика ползучесть глинистых пород и песчаников. Песчаники склонны к ползучести на большой глубине или под действием высоких тектонических напряжений. Молодые глинистые породы с тонкими плоскостями напластования более склонны к ползучести, чем более древние породы. Склонность к ползучести возрастает, когда скважина пересекает плоскости напластования под большими углами.

Определение напряжений

Напряжения от веса вышележащих пород обычно составляют один фунт на квадратный дюйм на каждый фут глубины (1 фунт/дюйм2/фут). Более точно определить плотность породы можно по данным акустического каротажа и сейсмических исследований.

Наименьшие горизонтальные напряжения определяют по результатам испытаний пласта на утечку. Направление наибольших и наименьших напряжений определяется по ориентации поперечного сдвига при преобладающем действии кольцевых и осевых напряжений.

Наибольшие горизонтальные напряжения можно оценить, используя коэффициент Пуассона, напряжение от веса вышележащих пород, наименьшие горизонтальные напряжения и уравнения Кирша. David Woodland из Shell Canada привел пример, как рассчитывались напряжения в естественных условиях залегания в канадском поясе надвигов.

На практике напряжения оценивают с использованием математических моделей и всей доступной информации. Затем эти модели корректируют до совпадения спрогнозированного расширения ствола с наблюденным расширением в пробуренной скважине.

Набухание и диспергирование

Катионный обмен

 

Кристаллы глинистых минералов несут поверхностные заряды, компенсируемые адсорбцией обменных катионов. Катион - это положительно заряженный ион. Он притягивается к отрицательному заряду на поверхности кристалла глинистого минерала и удерживается на поверхности кристалла, как магнит на холодильнике. Адсорбированные катионы изменяют физические свойства глины. Специфические свойства глины зависят от типа адсорбированного иона.

Обменным катионом называют ион, который может быть заменен другими ионами в присутствии воды. То волшебство, которое демонстрируют инженеры по буровым растворам, обрабатывая набухающие глины, основано на обмене ионов, содержащихся в глине, на ионы, помогающие удерживать вместе пластинчатые глинистые частицы. Это возможно потому, что один ион может заменить другой, если его валентность выше. Способность ионов адсорбироваться обычно соответствует следующему лиотропному ряду:

Н+ > Ва++ > Sr ++ > Са++ > Cs + > Rb + > К+ > Na + > Li +

Как можно видеть, водород Н+ адсорбируется очень легко. Это объясняет сильное влияние показателя рН на основные реакции обмена. Следует отметить, что монтмориллонит обладает более высокой селективностью по отношению к ионам калия (К+), чем к ионам кальция (Са++) и натрия (Na+). Это обусловлено "негидратируемым" размером катиона. Ион К+ имеет как раз такой размер, какой нужен для встраивания в гексагональную "дырку" в кристаллической решетке (атомной структуре) монтмориллонита. Другие ионы имеют меньший размер в свободном состоянии, но при гидратации они фактически становятся больше ионов калия.

Механизмы набухания

Есть два механизма набухания глин - кристаллизационное (адсорбционное) набухание и осмотическое набухание. Поверхностная гидратация или кристаллизационное набухание - адсорбция слоев молекул воды на поверхности глинистых частиц и в межслоевом пространстве кристаллической решетки глинистых минералов. Этот процесс называют кристаллизационным набуханием, вероятно, потому что вода настолько прочно удерживается на поверхности водородными связями, что становится квазикристаллической. Эта вода принимает такую же гексагональную координацию, которая характерна для гидроксидов в атомной структуре глины. Вода так прочно связана, что имеет более высокую вязкость и примерно на 3 % меньший объем, чем свободная вода у поверхности кристалла.

На поверхности смектитов адсорбируется несколько слоев молекул. Водород в воде первого слоя связывается с кислородом в глине. Водород связывается так прочно, что полярность молекул воды сильно возрастает (рис.68).

Рис. 68  Кристаллизационное набухание

(Положительный заряд в полярной молекуле воды притягивается к отрицательному заряду на поверхности глинистой породы. Вода связывается с глиной, и ее полярность возрастает. К слою воды, связанному с поверхностью глинистой породы, присоединяются дополнительные слои молекул воды. Вода "прилипает" к поверхности глинистой породы, приобретая квазикристаллическую структуру, и ее очень трудно удалить.). В межслоевое пространство глинистых минералов могут втянуться только четыре слоя воды, поэтому большого набухания не происходит. Однако гидратационные напряжения будут очень высоки.

Атомы кислорода, содержащиеся в первом слое воды, притягивают атомы водорода из других молекул воды, таким образом к первому слою воды притягивается второй слой. Притягиваются также третий и четвертый слой воды. Четвертый слой связан не так прочно, как третий, второй или первый слой. Первый слой связан так прочно, что для выдавливания этой воды из глины требуется давление 80 тыс. фунт/дюйм2. Для удаления второго слоя требуется уже 40 тыс. фунт/дюйм2, для удаления третьего слоя - 20 тыс. фунт/дюйм2, и для удаления четвертого слоя - всего лишь 10 тыс. фунт/дюйм2. В процессе адсорбции эти слои кристаллической воды создают гидратационные напряжения, равные указанным значениям давления.

В результате кристаллизационного набухания объем смектитовых глин может увеличиться вдвое. Кристаллизационное набухание характерно также для филлитовых и других глин, но в меньшей степени. Вода не проникает между слоями жесткой кристаллической решетки иллита и каолинита. Тем не менее, вода адсорбируется на краях и вызывает некоторое гидратационное напряжение.

Осмотическое набухание

Для смектитов характерен еще один типа набухания, известный как осмотическое набухание. Вода втягивается в пространство между глинистыми частицами, поскольку концентрация катионов в этом пространстве выше, чем в буровом растворе (рис. 69).

Рис. 69 Осмотическое набухание (В результате кристаллического набухания бентонитовые глины могут набухать с увеличением объема вдвое. При этом на поверхности каждой пластинчатой глинистой частицы адсорбируется четыре слоя молекул воды. При осмотическом набухании в пространство между слоями пластинчатых глинистых частиц втягивается большое количество воды благодаря притягиванию молекул воды катионами. В результате этого глинистые частицы значительно раздвигаются, и глина увеличивается в объеме в 14 - 20 раз, и даже может полностью диспергироваться).

В процессе осмотического набухания в пространство между глинистыми частицами проникает намного больше воды, чем при кристаллизационном набухании. В результате осмотического набухания натриевый монтмориллонит увеличивается в объеме в 14 - 20 раз и полностью диспергируется на частицы коллоидного размера. Однако гидратационные напряжения при этом меньше, всего лишь порядка 2 тыс. фунт/дюйм2. Это объясняется тем, что при осмотическом набухании молекулы воды не так прочно удерживаются глиной, как при кристаллизационном набухании. Полярные молекулы воды притягиваются к катионам, которые, в свою очередь, немного уменьшают их полярность. Затем к этим молекулам притягиваются другие полярные молекулы воды, и так далее.

Молекулы воды, участвующие в процессе осмотического набухания, не обязательно связываются глиной, как при кристаллизационном набухании. Они перемещаются в пространстве вокруг катионов и часто меняются местами с другими молекулами воды. При кристаллизационном набухании вода связывается глиной, и молекулы воды не меняются местами с другими молекулами. Кристаллизационное набухание и осмотическое набухание происходят одновременно.

Вес вышележащих пород выдавливает воду из глины. Сначала вытесняется вода, проникшая вследствие осмотического набухания, а затем, если вес вышележащих пород достаточно велик, вытесняются по очереди слои воды, адсорбированной в процессе кристаллизационного набухания.

Когда впоследствии в ходе бурения глина входит в контакт с водой, вода реадсорбируется, и глина испытывает гидратационные напряжения. Смектитовые глины адсорбируют большое количество воды, в результате чего они ведут себя как пластичные тела. Эти набухающие глины выдавливаются в скважину, уменьшая ее диаметр, а затем диспергируются. В результате происходит расширение ствола из-за воздействия потока жидкости и механической эрозии. При использовании ингибированных буровых растворов какое-то набухание происходит, но глинистые породы уже не могут стать такими пластичными. Процесс гидратации приводит к уменьшению кажущейся прочности породы при увеличении кольцевых напряжений. Глинистые породы могут деформироваться в результате действия касательных напряжений. При этом обваливаются большие куски породы, и диаметр ствола увеличивается. Эти большие куски продолжают адсорбировать воду. На подходе к виброситам они могут стать пластичными и липкими.

Фильтрат бурового раствора проникает в глинистую породу постепенно (см. Фильтрат бурового раствора). Поэтому набухание и обрушение породы происходят не сразу. Обычно разбуривание глинистых пород происходит без осложнений, но немного спустя (от двух до двенадцати часов) могут возникнуть серьезные проблемы. В некоторых случаях проблемы могут не появляться в течение нескольких дней. Чем выше содержание смектита, и чем больше проницаемость породы, тем скорее следует ожидать осложнений. Молодые слабоконсолидированные глинистые породы, залегающие у поверхности, обычно имеют высокую проницаемость (для глинистых пород) и высокое содержание бентонита. Отсутствие бокового давления около поверхности также способствует регидратации.

Глубокозалегающие глинистые породы с невысоким содержанием смектитов могут испытывать гидратационные напряжения, если в них развита трещиноватость. На поверхностях трещин будет происходит кристаллизационное набухание, в результате чего довольно быстро возрастают кольцевые напряжения и уменьшается прочность породы.

Механизмы прихватов

Определение прихвата

Первым шагом в процессе решения проблемы является определение этой проблемы. Если проблема правильно не определена, то ее трудно решить. Приступая к ликвидации прихвата мы должны установить когда и как он возник.

Бурильная колонна считается прихваченной, когда приходится приостанавливать работу из-за того, что колонну нельзя поднять из скважины. Возможно, удастся доспустить колонну ниже места прихвата с вращением и циркуляцией, как это часто бывает при прохождении искривлений и поврежденных участков обсадной колонны. Но если мы не можем поднять инструмент из скважины, то налицо прихват.

Следующим шагом является определение того, как возник прихват. Другими словами, нужно установить тип или механизм прихвата.

Категории прихватов

Исторически принято разделять прихваты на обусловленные механическим взаимодействием и дифференциальные. Согласно современной терминологии прихваты, обусловленные механическим взаимодействием, разделяются на две отдельные категории, а именно прихваты шламом или обвалившейся породой и заклинивание на участках со сложной геометрией ствола.

Это вызвано тем, что механизмы прихватов шламом или обвалившейся породой и заклинивания на участках со сложной геометрией ствола четко отличаются. Этим трем категориям ставятся в соответствие механизмы прихвата. Механизм определяется как действующая в скважине сила, препятствующая подъему колонны.

Почти в каждом регионе мира 80 % расходов, связанных с прихватами, приходятся на менее чем 20 % прихватов. Следует определить механизмы этих прихватов на каждом участке, где производится бурение, и сосредоточить свое внимание на них.

Дифференциальный прихват

Дифференциальный прихват возникает, когда под действием разности давлений в скважине и в проницаемом пласте неподвижная бурильная колонна вдавливается в фильтрационную глинистую корку, образовавшуюся на открытой поверхности этого пласта. Трение между бурильной колонной и породой пласта возрастает настолько, что сдвинуть колонну с места становится невозможно. Во всем мире дифференциальные прихваты являются вторыми по частоте возникновения. Они возникают намного чаще в скважинах, пересекающих истощенные продуктивные пласты.

Если бурильная колонна долго остается неподвижной, почти всегда возникает дифференциальный прихват.

Это явление впервые было идентифицировано Хейуордом в 1937 г., а его механизм был выявлен Хелмиком и Лонгли в лабораторных условиях в 1957 г.

В скважине часть бурильной колонны касается нижней стороны стенки искривленного ствола. Пока колонна вращается, она смазывается тонким слоем бурового раствора и давление, действующее на трубы, со всех сторон одинаково. Однако когда вращение прекращается, часть колонны, контактирующая с глинистой коркой, изолируется от действия столба бурового раствора; перепад давления по обе стороны колонны вызывает затяжки при попытке поднять колонну. Если сопротивление перемещению колонны при подъеме из скважины превышает усилие, которое может развить буровая установка, происходит прихват колонны. Таким образом, увеличение сопротивления при подъеме колонны свидетельствует о возросшей опасности прихвата из-за перепада давления.

Аутмэнз провел тщательный анализ механизма прихвата из-за перепада давления, результаты которого можно в целом описать следующим образом.

Вес в бурильной колонне распределяется так, что утяжеленные бурильные трубы всегда лежат на нижней стороне стенки ствола, поэтому прихват из-за перепада давления всегда происходит в интервале ствола, в котором находится тяжелый низ. Когда колонна вращается, УБТ опираются на нижнюю сторону стенки ствола, создавая на нее нагрузку, равную нормальной составляющей веса УБТ по отношению к стволу. Таким образом глубина внедрения УБТ в глинистую корку зависит от искривления ствола и от отношения скорости механической эрозии под УБТ к скорости гидродинамической эрозии, создаваемой потоком бурового раствора в остальной части ствола. Если искривление ствола мало или скорость вращения не очень высока, УБТ будут внедряться в глинистую корку незначительно, как показано на рис.70 , А.

 

Рис.70 Механизм прихвата из-за перепада давления

А — колонна вращается, УБТ внедряется в глинистую корку лишь на небольшую глубину; Б — колонна неподвижна, УБТ вдавливается в глинистую корку под действием перепада давления; В — ствол сильно искривлен, колонна неподвижна, давление между глинистой коркой и УБТ изменяется от 0 до ∆р; 1 — глинистая корка, образующаяся в динамических условиях; 2 — утяжеленная бурильная труба; 3— смазывающая пленка бурового раствора; 4 — проницаемый пласт; 5 —угол контакта; 6 — глинистая корка, образующаяся в статических условиях; 7 — межзерновое напряжение в глинистой корке, равно ∆ р: 8 –УБТ прижата к пласту; 9 — межзерновое напряжение в глинистой корке равно 0

Когда вращение прекращается, под действием веса колонны изолированная зона глинистой корки уплотняется, а вода, содержавшаяся в ее порах, выдавливается в породу. Эффективное напряжение в глинистой корке увеличивается по мере вытеснения из нее поровой воды, поэтому высокое трение между трубой и глинистой коркой является основной причиной прихвата из-за перепада давления. После очень длительных периодов неподвижности колонны поровое давление в корке становится равным пластовому давлению, а эффективное напряжение при этом определяется разностью между гидростатическим давлением бурового раствора в стволе и пластовым давлением, т. е. ((рт—рf).). Тогда усилие, необходимое для подъема колонны, определится как

F = A ( pm — pf ) u ,

где F — усилие; А — площадь поверхности контакта колонны с породой; u — коэффициент трения между УБТ и глинистой коркой/

Поскольку при нормальных промысловых условиях F не достигает предельных значений, Аутмэнз рассчитал величину F', равную половине предельного значения F. Он обнаружил, что F' возрастает не только с повышением и, (рт р f) и А , но и с увеличением сжимаемости и толщины глинистой корки, искривления ствола и диаметра утяжеленных бурильных труб. Это усилие уменьшается с увеличением диаметра ствола скважины.

Усилие, необходимое для подъема бурильной колонны, становится тем больше, чем дольше колонна оставалась неподвижной, так как в статических условиях фильтрация продолжается. Таким образом, вокруг утяжеленных бурильных труб в статических условиях происходит рост глинистой корки, и угол контакта между коркой и УБТ возрастает (см. рис. 70,Б).

Предположение Лутмэнза, что прихват из-за перепада давления всегда происходит в тяжелом низе бурильной колонны, не подтверждается промысловым опытом. Адамс, изучая 56 случаев прихвата с последующими ловильными работами, установил, что в 31 случае были прихвачены бурильные трубы, а в остальных — либо только УБТ, либо УБТ и бурильные трубы. Результаты этого исследования ни в коей мере не опровергают выявленного Аутмэнзом механизма прихвата; они лишь свидетельствуют о том, что прихват может произойти в любой точке бурильной колонны, где она прилегает к проницаемому пласту с глинистой коркой на нем. Вероятность того, что прихват произойдет в тяжелом низе, возрастает из-за распределения веса бурильной колонны, вследствие чего УБТ всегда прилегает к нижней стороне ствола скважины. Однако в нижней части скважины глинистая корка значительно тоньше благодаря эрозии, вызываемой высокими скоростями сдвига, преобладающими в узком кольцевом пространстве вокруг УБТ, и это уменьшает вероятность прихвата здесь.

Особенно высока вероятность прихвата из-за перепада давления при бурении скважин с большим углом отклонения ствола от вертикали с морских платформ. В этих условиях нормальная по отношению к стенке ствола скважины составляющая веса утяжеленных бурильных труб и эрозия под тяжелым низом могут стать настолько значительными, что наружная глинистая корка вообще образовываться не будет (см. рис. 70,В). В таком случае УБТ опирается на горную породу и глинистая корка в желобе между УБТ и породой не уплотнится после прекращения вращения. Силы трения, действующие на УБТ, будут возникать частично за счет трения между УБТ и горной породой, а частично в результате проявления эффективных напряжений в зоне между глинистой коркой в желобе и УБТ. Эффективное напряжение в глинистой корке возрастает от нуля у ее передней поверхности до (pm– pf) у задней поверхности.

Другие типы прихватов

К другим типам относятся прихваты, вызванные неисправностью оборудования, повреждением бурильной колонны и обстоятельствами непреодолимой силы. Если работы на буровой остановлены из-за неисправности механического оборудования, поднять инструмент из скважины невозможно. По определению это значит, что колонна прихвачена в скважине. К тому времени когда буровая снова заработает, колонна, скорее всего, будет прихвачена из-за действия рассмотренных выше механизмов. По аналогичным причинам к таким же последствиям может привести повреждение бурильной колонны, эвакуация персонала, приостановка работы по погодным условиям, осложнение политической обстановки, трудовые конфликты и т.д

Ликвидация прихватов

Правильное определение проблемы является первым шагом в процессе ее решения. Поэтому процесс ликвидации прихвата начинается с определения его механизма. После определения механизма можно немедленно приступать к ликвидации прихвата. Совершенно необходимо как можно быстрее и правильно выполнить начальные действия. Что бы ни было причиной прихвата - со временем ситуация осложняется. По статистике, в 50 % всех случаев прихваченную колонну удается освободить в течение первых четырех часов после возникновения прихвата, в то время как по истечении первых четырех часов этот показатель снижается до 10 %.

Освобождением колонны решение проблемы не заканчивается. Завершающей стадией процесса решения любой проблемы является анализ и оценка выполненных действий для того, чтобы можно было извлечь урок и усовершенствовать свою работу.

Таблица для определения типа прихвата

В книге "Обучение методам предотвращения незапланированных событий" представлена таблица для определения типа прихвата, которая поможет быстро определить механизм прихвата. На рис. 71 представлена немного упрощенная версия этой таблицы. Таблица построена как комбинация вероятностей, которые, взятые вместе, помогают определить, какой механизм действует в данном случае. Нужно только ответить на четыре вопроса в левой колонке, обвести кружком соответствующие числа в правых колонках и сложить обведенные числа в каждой колонке. Наибольшая полученная сумма укажет, какой механизм действует (рис. 71).

Например, дифференциальный прихват не возникнет, если колонну не оставляли без движения. Поэтому вероятность дифференциального прихвата колонны, которая находилась в движении непосредственно перед прихватом, равна нулю. Соответственно, в ячейках "Направление перемещения колонны непосредственно перед прихватом" ("Вверх" и "Вниз") колонки "Дифференциальный прихват" стоит "0". В ячейке "Без движения" стоит "2", поскольку в этом случае велика вероятность дифференциального прихвата. В ячейке "Без движения" колонки "Прихват на участке со сложной геометрией ствола" стоит "0", поскольку такой прихват не произойдет, если колонна неподвижна. Если колонна неподвижна, вероятность прихвата на участке со сложной геометрией ствола равна нулю.

Следует отметить, что в ячейке "Без движения" колонки "Прихват шламом или обвалившейся породой" также стоит "2". Причина заключается в том, что при остановке буровых насосов для наращивания бурильной колонны появляется тенденция к оседанию шлама или кусков обвалившейся породы. Зная лишь направление перемещения колонны непосредственно перед прихватом, мы не можем однозначно установить, как возник прихват. Для этого нужно ответить еще на три вопроса, а затем сложить отмеченные числа и сравнить суммы.

Таблица для определения типа прихвата (из книги BP Amoco "Обучение методам предотвращения незапланированных событий")

Направление перемещения колонны непосредственно перед прихватом Прихват шламом или обвалившейся породой Дифференциальный прихват Заклинивание на участке со сложной геометрией ствола
Вверх 2 0 2
Вниз 1 0 2
Без движения 2 2 0
Перемещение колонны вниз после возникновения прихвата      
Вниз свободно 0 0 2
Вниз с трудом 1 0 2
Вниз невозможно 0 0 0
Вращение колонны после возникновения прихвата      
Свободное вращение 0 0 2
Затрудненное вращение 2 0 2
Вращение невозможно 0 0 0
Циркуляция после возникновения прихвата      
Свободная циркуляция 0 2 2
Ограниченная циркуляция 2 0 0
Циркуляция невозможна 2 0 0
Суммы      

Рис.71 Определение типа прихвата

Пример использования таблицы для определения типа прихвата

Направление перемещения колонны непосредственно перед прихватом Прихват шламом или обвалившейся породой Дифференциальный прихват Заклинивание на участке со сложной геометрией ствола
Вверх 2 0 2
Вниз 1 0 2
Без движения 2 2 0
Перемещение колонны вниз после возникновения прихвата      
Вниз свободно 0 0 2
Вниз с трудом 1 0 2
Вниз невозможно 0 0 0
Вращение колонны после возникновения прихвата      
Свободное вращение 0 0 2
Затрудненное вращение 2 0 2
Вращение невозможно 0 0 0
Циркуляция после возникновения прихвата      
Свободная циркуляция 0 2 2
Ограниченная циркуляция 2 0 0
Циркуляция невозможна 2 0 0
Суммы 2 4 2

 

В приведенном выше примере прихват возник во время наращивания бурильной колонны. Вращать и расхаживать колонну не удавалось, но давление циркуляции не возросло.

· Направление движения колонны непосредственно перед прихватом - "без движения".

· Перемещение колонны вниз после возникновения прихвата - "невозможно".

· Вращение колонны после возникновения прихвата - "невозможно".

· Давление циркуляции после возникновения прихвата не возросло - "свободная циркуляция".

Суммы чисел в ячейках по каждой колонке.

· В колонке "Прихват шламом или обвалившейся породой" выбраны числа 2,0,0 и 0. Сумма равна 2.

· В колонке "Дифференциальный прихват" выбраны числа 2, 0, 0 и 2. Сумма равна 4.

· В колонке "Заклинивание на участках со сложной геометрией ствола" выбраны числа 0, 0, 0 и 2. Сумма равна 2.

Наибольшая сумма получилась для колонки "Дифференциальный прихват". Таким образом, наиболее высока вероятность того, что имеет место дифференциальный прихват.

Эту таблицу можно использовать на буровой для быстрого определения механизма, ответственного за прихват, или механизма, обусловившего осложнение в скважине. Кроме того, она может быть полезна при анализе проделанной работы после ликвидации прихвата, совместно с диаграммой станции контроля параметров бурения.

Начальные действия по освобождению прихваченной колонны

После того как установлен механизм прихвата, можно выполнять начальные действия по освобождению прихваченной колонны. Ниже указаны начальные действия для каждого типа прихватов.

 

Дифференциальный прихват

1. Немедленно приложить максимальный крутящий момент и довести его до места прихвата.

2. Продолжать циркуляцию с максимально допустимым расходом (выполнять одновременно с приложением крутящего момента). (Если в компоновку включен ясс, то на время удара вниз снизить подачу насоса до минимума, чтобы не противодействовать удару).

3. Поддерживая крутящий момент, резко разгрузить колонну, создавая максимальную осевую нагрузку. Ни в коем случае нельзя пытаться приподнять колонну! (это приведет только к осложнению прихвата, а натяжение колонны уменьшит значение крутящего момента, который можно безопасно приложить к бурильной колонне).

4. Если в колонне есть ясс, нужно произвести удар вниз (не забывать снизить подачу насоса до минимума, чтобы не ослабить удар).

Анатомия шарошечных долот

 

Рис.73 Шарошечные долота с фрезерованными зубьями

 

 

 

 

 

 

 

 

\

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Материал бурильных труб

Процесс бурения, связанный с проникновением в земные недра, предъявляет специфические требования к материалу бурильных труб. При его выборе, прежде всего, необходимо учитывать условия работы и нагрузки, действующие на бурильный инструмент, которые нами уже рассмотрены. Традиционно для изготовления бурильных труб применяют два материала: сталь и сплавы алюминия, основные параметры которых приводятся в табл. 3.

Таблица 3 Основные физико-механические характеристики материалов бурильных труб

Вид материала Уд.вес, г/см3 Модуль упругости материала, х104 Мпа Модуль сдвига, х104 Мпа Коэффициент Пуассона Коэффициент линейного расширения, ×10-6 ,°С-1 Удельная теплоёмкость, Дж/(кг°С)
стали 7,85 20,6 7,9 0,27 11,4 500
Ал.сплавы 2,78 7,10 2,7 0,3 22,6 840

 

При анализе перспективности применения того или иного материала для бурильных труб следует прежде всего обратить внимание на два параметра: плотность и прочность, выражением которой является предел текучести. В этом смысле весьма наглядным является понятие «удельная прочность материала», введенные В. Ф. Штамбургом .

где σт – напряжения, равные пределу текучести, Па; γ – удельный вес материала труб, Н/м3 ; ℓ – предельная глубина спуска одноразмерной колонны – называемая удельной прочностью, м.

Чем больше γ, тем меньше предельная длина подвески одноразмерной колонны в воздухе, при которой напряжения в материале труб за счет увеличения веса достигают предела текучести. В скважине, заполненной промывочной жидкостью, эта длина подвески труб больше:

где γж – удельный вес промывочной жидкости; n – коэффициент запаса прочности

Механические свойства материала бурильных труб (Трубная металлургическая компания)

 

Классификация скважин по назначению

Все скважины, бурящиеся с целью региональных исследований, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей, делятся на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные.

1.Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Опорные скважины подразделяются на две группы:

К первой группе относят скважины, закладываемые в районах, не исследованных бурением, с целью всестороннего изучения разреза осадочных пород и установления возраста и вещественного состава фундамента.

Ко второй группе относят скважины, закладываемые в относительно изученных районах для всестороннего изучения нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для освещения отдельных принципиальных вопросов с целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района и повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.

2. Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления; выявления наиболее перспективных районов для детальных геологопоисковых работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.

3. Структурные скважины бурят для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

4. Поисковые скважины бурят с целью открытия новых месторождений нефти и газа. К этой категории относят скважины, заложенные на новой площади, а также первые скважины, заложенные на те же горизонты в обособленных тектонических блоках, или скважины, заложенные на новые горизонты в пределах месторождения. Поисковыми их считают до получения первых промышленных притоков нефти или газа.

5. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подсчета запасов нефти газа.

6. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные, эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины.

6.1 Оценочные скважины бурят на разрабатываемую или подготавливаемую к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи.

6.2 Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачка воды, газа или воздуха и др.).

6.3 Наблюдательные скважины бурят для наблюдения за изменением давления, положения водо-газонефтяных контактов в процессе эксплуатации пласта.

7. Специальные скважины бурят для сброса промышленных вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных хранилищ газа и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод

Классификация скважин в США

Используемая в настоящее время в США классификация скважин представляет собою лишь несколько усовершенствованную классификацию, предложенную Фредериком Лахи (F. H. Lahee) в 1944 г. Как отмечает Ф. Лахи, цель создания классификации сводилась к комплексному учету геологических и экономических факторов и разработке наиболее приемлемой терминологии, тесно увязанной с классификацией запасов нефти и газа.

В соответствии с классификацией по Ф. Лахи все скважины подразделяются на две основные категории: разведочные (exploratory wells) и эксплуатационные (field wells). Разведочные скважины включают в себя пять групп: «дикая кошка на новое месторождение» (new-field wildcat), «дикая кошка на новую залежь» (new-pool wildcat), «опробовательница нижней залежи или пласта» (dipper pool (pay) test), «опробовательница верхней залежи или пласта» (shallower pool (pay) test), «опережающая» или «расширяющая» (outpost или extension test).

По словам Ф. Лахи, предложенная пятичленная классификация разведочных скважин является результатом тщательного обдумывания и длительного обсуждения. Она легко увязывается с системой производства и учета геологоразведочных работ при бурении, как на новые пласты на площадях с существующей добычей нефти и газа, так и на новые залежи на установленных структурах и новые залежи неразрабатываемых регионов. Эта классификация позволяет оценивать степень экономического риска при производстве геологоразведочных работ и придает более глубокое содержание классификации запасов, открываемых на различных стадиях этих работ. В современной трактовке назначение скважин следующее.

Дикая кошка на новое месторождение - это скважина, расположенная на структурной или неструктурной ловушке, в пределах которой до бурения этой скважины не добывались ни нефть, ни газ. В районах с неизученными или слабо изученными локальными геологическими условиями такие скважины располагаются на расстояниях не менее 3,2 км от ближайшей площади, на которой производится добыча нефти или газа. Подчеркивается, что в связи с разнообразием геологических условий расстояние не является определяющим фактором.

Более важна степень риска, принимаемого на себя предпринимателем в связи с желанием опробовать структурную или неструктурную ловушку, продуктивность которой еще не доказана бурением.

Дикая кошка на новую залежь - это скважина, закладываемая с целью разведки новой залежи на структурной или неструктурной ловушке за пределами известных границ продуктивной площади, где уже добываются нефть или газ. В отдельных районах, где локальные геологические условия изучены слабо, такие разведочные скважины иногда называются «близкая дикая кошка». Расстояние точки расположения такой скважины от ближайшей продуктивной площади обычно не превышает 3,2 км.

Опробовательница нижней залежи (или пласта) - это скважина, расположенная в пределах границ продуктивной площади залежи или залежей, которые уже частично или полностью разрабатываются. Цель скважины - разведка пласта, залегающего ниже разрабатываемых залежей.

Опробовательница верхней залежи (или пласта) бурится с целью обнаружения новой, еще не опробованной залежи, наличие которой по данным ранее пробуренных скважин можно предположить в пластах, расположенных выше разрабатываемых или уже разработанных залежей.

Опережающие или расширяющие скважины закладывают с целью разведки частично разрабатываемой залежи обычно на двойном (иногда несколько большем) расстоянии по сравнению с расстоянием между эксплуатационными скважинами на разрабатываемой части залежи.

Эксплуатационная скважина - это скважина, которая бурится в пределах доказанной площади нефтегазоносности до глубины стратиграфического горизонта, продуктивность которого доказана бурением.

По итогам бурения и опробования разведочные и эксплуатационные скважины подразделяются на «удачные» (successful) и «неудачные» (unsuccessful). В последнем случае они нередко характеризуются как «сухие» (dry).

По данным Томаса Мюррея (Т. Н. Murray, 1988), в современной классификации скважин дополнительно выделяются еще три группы скважин; «стратиграфическая оценочная» (stratigraphic test), «обслуживающая» (service well) и «старая углубляемая скважина» (old well drilled deeper).

Стратиграфическая оценочная скважина имеет общегеологическое назначение и бурится с целью получения информации, касающейся специфических геологических условий, знание которых может привести к последующему открытию скоплений нефти или газа. Такие скважины бурятся без опробования на продуктивность. Они являются скважинами, предназначенными только для отбора керна и (или) проведения каких-либо других видов исследований, касающихся разведки на нефть и газ.

Обслуживающая скважина бурится на существующем месторождении с целью поддержания добычи путем; закачки газа, воды, воздуха, пара, а также для сброса пластовых вод, получения воды для нагнетания и в качестве наблюдательной скважины.

Старая углубляемая скважина - это скважина, разбуриваемая ниже прежней ее глубины. Такое разбуривание скважины может привести (или не привести) к открытию нефти или газа. В первом случае она квалифицируется как "удачная", во втором - как "неудачная" или «сухая». В статистике бурения фиксируется проходка лишь ниже старого забоя.

В настоящее время нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы (рис. 5).

Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами - «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.

В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшая углубка ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом (рис. 6). Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.

 

 

Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции. 

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом (рис. 7).

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.

 

В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.

Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.

Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.

Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

Если давление в скважине Рс меньше пластового Рпл (давления флюидов, насыщающих пласт), то флюиды из пласта будут поступать в скважину, произойдет проявление. В зависимости от интенсивности проявления сопровождаются самоизливом жидкости (газа) на устье скважины (переливы), выбросами, открытым (неконтролируемым) фонтанированием. Эти явления осложняют процесс строительства скважины, создают угрозу отравлений, пожаров, взрывов.

При повышении давления в скважине до некоторой величины, называемой давлением начала поглощения Рпогл, жидкость из скважины поступает в пласт. Этот процесс называется поглощением бурового раствора. Рпогл может быть близким или равным пластовому, а иногда приближается к величине вертикального горного давления, определяемого весом расположенных выше горных пород.

Иногда поглощения сопровождаются перетоками флюидов из одного пласта в другой, что приводит к загрязнению источников водоснабжения и продуктивных горизонтов. Снижение уровня жидкости в скважине вследствие поглощения в одном из пластов обуславливает понижение давления в другом пласте и возможность проявлений из него.

Давление, при котором происходит раскрытие естественных сомкнутых трещин или образование новых, называется давлением гидравлического разрыва пласта Ргрп. Такое явление сопровождается катастрофическим поглощением бурового раствора.

Характерно, что во многих нефтегазоносных районах пластовое давление Рпл близко к гидростатическому давлению столба пресной воды Рг (далее просто гидростатическое давление) высотой Нж, равной глубине Нп, на которой залегает данный пласт. Это объясняется тем, что давление флюидов в пласте чаще обусловлено напором краевых вод, область питания которых имеет связь с дневной поверхностью на значительных расстояниях от месторождения.

Поскольку абсолютные значения давлений зависят от глубины Н, их соотношения удобнее анализировать, пользуясь величинами относительных давлений, которые представляют собой отношения абсолютных значений соответствующих давлений к гидростатическому давлению Рг, т.е.:

 

Рпл* = Рпл / Рг ;

Ргр* = Ргр / Рг ;

Рпогл* = Рпогл / Рг;

Ргрп* = Ргрп / Рг .

Здесь Рпл – пластовое давление; Ргр – гидростатическое давление бурового раствора; Рпогл – давление начала поглощения; Ргрп – давление гидроразрыва пласта.

Относительное пластовое давление Рпл* часто называют коэффициентом аномальности Ка. Когда Рпл* приблизительно равно 1,0, пластовое давление считается нормальным, при Рпл* большем 1,0 – аномально высоким (АВПД), а при Рпл* меньшем 1,0 – аномально низким (АНПД).

 

Одним из условий нормального неосложненного процесса бурения является соотношение

а) Рпл* < Ргр* < Рпогл*(Ргрп*)

Процесс бурения осложняется, если по каким либо причинам относительные давления окажутся в соотношении:

 

б) Рпл* > Ргр* < Рпогл*

Или

в) Рпл* < Ргр* > Рпогл* (Ргрп*)

Если справедливо соотношение б), то наблюдаются только проявления, если в), то наблюдаются и проявления и поглощения.

Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). Последние называются хвостовиками.

Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и кондуктор. При одной промежуточной колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более технические колонны, скважина считается многоколонной.

Конструкция скважины задается следующим образом: 426, 324, 219, 146 – диаметры обсадных колонн в мм; 40, 450, 1600, 2700 – глубины спуска обсадных колонн в м; 350, 1500 – уровень тампонажного раствора за хвостовиком и эксплуатационной колонной в м; 295, 190 – диаметры долот в мм для бурения скважины под 219 – и 146 –мм колонны.

 

Способы бурения скважин

Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического бурения – ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки.

 

Ударное бурение

 

Ударное бурение. Из его всех разновидностей наибольшее распространение получило ударно-канатное бурение (рис. 8).

Буровой снаряд, который состоит из долота 1, ударной штанги 2, раздвижной штанги-ножниц 3 и канатного замка 4 , спускают в скважину на канате 5, который, огибая блок 6, оттяжной ролик 8 и направляющий ролик 10, сматывается с барабана 11 бурового станка. Скорость спуска бурового снаряда регулируют тормозом 12. Блок 6 установлен на вершине мачты 18. Для гашения вибраций, возникающих при бурении, применяются амортизаторы 7.

Рис.8 Схема ударно-канатного бурения скважин

Кривошип 14 при помощи шатуна 15 приводит в колебательное движение балансирную раму 9. При опускании рамы оттяжной ролик 8 натягивает канат и поднимает буровой снаряд над забоем. При подъеме рамы канат опускается, снаряд падает, и при ударе долота о породу последняя разрушается.

По мере углубления скважины канат удлиняют, сматывая его с барабана 11. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота в результате раскручивания каната под нагрузкой (во время приподъема бурового снаряда) и скручивания его при снятии нагрузки (во время удара долота о породу).

Эффективность разрушения породы при ударно-канатном бурении прямо пропорциональна массе бурового снаряда, высоте его падения, ускорению падения, числу ударов долота о забой в единицу времени и обратно пропорциональна квадрату диаметра скважины.

В процессе разбуривания трещиноватых и вязких пород возможно заклинивание долота. Для освобождения долота в буровом снаряде применяют штанг – ножницы, изготовленные в виде двух удлиненных колец, соединенных друг с другом подобно звеньям цепи.

Процесс бурения будет тем эффективнее, чем меньшее сопротивление долоту бурового снаряда оказывает накапливающаяся на забое скважины выбуренная порода, перемешанная с пластовой жидкостью. При отсутствии или недостаточном притоке пластовой жидкости в скважину с устья периодически доливают воду. Равномерное распределение частиц выбуренной породы в воде достигается периодическим расхаживанием (подъемом и опусканием) бурового снаряда. По мере накопления на забое разрушенной породы (шлама) возникает необходимость в очистке скважины. Для этого с помощью барабана поднимают буровой снаряд из скважины и многократно спускают в нее желонку 13 на канате 17, сматываемом с барабана 16. В днище желонки имеется клапан. При погружении желонки в загрязненную  жидкость клапан открывается и желонка заполняется этой смесью, при подъеме желонки клапан закрывается. Поднятую на поверхность загрязненную жидкость выливают в сборную емкость. Для полной очистки скважины приходится спускать желонку несколько раз подряд.

После очистки забоя в скважину опускают буровой снаряд, и процесс бурения продолжается.

При ударном бурении скважина, как правило, не заполнена жидкостью. Поэтому, во избежание обрушения породы с ее стенок, спускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере углубления скважины обсадную колону продвигают к забою и периодически удлиняют (наращивают) на одну трубу.

Ударный способ в настоящее время не применяется на нефтегазовых промыслах России. Однако в разведочном бурении на россыпных месторождениях, при инженерно-геологических изысканиях, бурении скважин на воду и т.п. находит свое применение.

Дата: 2019-02-02, просмотров: 636.