Эффект поршневания в бурении

Потери давления из-за поршневания при движении колонн труб (бурильных и обсадных) или иных средств

При движении колонн труб часто возникает так называемый эффект порпшевания. Этот эффект связан с затруднением перетока бурового раствора из кольцевого пространства под долото вследствие уменьшения проходного сечения кольцевого

пространства, причиной которого может быть зашламление ствола скважины или сальникообразование. В результате действия эффекта поршневания давление под торцом колонны труб (как положительное, так и отрицательное) увеличивается. Подобное обстоятельство усугубляет возможность возникновения условий, которые могут привести к проявлению пластовых флюидов (ГНВП) или поглощению бурового раствора, а также к гидроразрыву пород, слагающих разрез скважины.

Оценить величину изменения давления, происшедшего из-за эффекта поршневания, можно следующим образом.

Если за короткий промежуток времени (спо из скважины извлекается объем металла А V (при подъеме объем одной свечи) или в скважину добавляется объем металла ЬУ (при спуске объем одной свечи), то величину изменения давления под торцом колонны труб можно оценить по формуле

а-АУ У + АУ

где Е - приведенный модуль упругости системы, учитывающий деформируемость открытого ствола, обсадной колонны, бурового раствора, кг/см2;

а - коэффициент перетока в сечении торца колонны труб; V - объем скважины под торцом колонны труб, м . Приведенный модуль может быть определен по эмпирической формуле

Епр =0,0102-С2 -г-

В приведенной формуле С средняя скорость звука в буровом растворе (по экспериментальным данным, полученным В.И. Бондаревым, С = 800-И 000 м/с), у - удельный вес бурового

раствора, Г/см3.

Коэффициент перетока изменяется от 0 до 1 и определяется по формуле

где 1ша - промежуток времени от начала движения колонны труб до начала перелива (при спуске) или падения уровня (при подъеме) бурового раствора на устье скважины, с;

Ь - длина колонны труб, находящихся в скважине, м; С - скорость ударной волны (звука) в затрубном пространстве скважины, м/с.

В приведенных формулах уменьшение сечения ствола скважины сказывается на величине коэффициента а: если ствол чистый и нет сальников, то его значение близко к нулю, в противном случае его значения приближаются к единице.

Уменьшение действия эффекта поршневания при перемещении колонны труб на величину изменения давления в сечении торца колонны труб достигается за счет повышения качества очистки ствола скважины от выбуренной породы (подача буровых насосов, проведение промывок перед подъемом и т.п.) и регулированием свойств бурового раствора (структурно-механические свойства, плотность).

www.poilg.ru

Эффект - поршневание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Эффект - поршневание

Cтраница 1

Эффект поршневания и связанный с ним переток жидкости будут различаться по ряду деталей процесса в зависимости от направления перемещения бойка. При ходе вверх ( клапан открыт) жидкость из полости а не только выдавливается, но и перетекает сверху вниз по каналу бойка с перемещением поршня против потока жидкости. [1]

Кратковременные падения противодавления на пласт вследствие проявления эффекта поршневания при подъеме инструмента удается значительно уменьшить снижением скорости подъема. Для предупреждения открытого фонтанирования устье скважины оборудуют превенторами. [2]

Не вызывает сомнения отрицательное влияние на состояние скважины эффекта поршневания во время спуско-подъемных операций РТБ 394, особенно при образовании на корпусе сальника. Гидродинамические колебания в скважине настолько велики, что вызывают гидроразрыв нижеследующих пластов и разрушение стенок скважины, характеризующиеся частичным поглощением и проработкой скважины. [4]

В процессе подъема бурильных труб возможность возникновения ГНВП за счет эффекта поршневания особенно возрастает при бурении на равновесии или близком к нему. [5]

При превышении допустимой скорости спуска возможно поглощение промывочной жидкости за счет эффекта поршневания, т.е. возникновения области повышенного давления под долотом. Это может привести к снижению уровня в затрубном пространстве и противодавления на пласт. [6]

При экспериментальных исследованиях изменения давления в скважине с помощью глубинного манометра установлено, что эффект поршневания при быстром перемещении инструмента по стволу может приводить к значительным кратковременным скачкам давления: при спуске - к повышению давления, при подъеме - к понижению. [7]

Наличие сальника может полностью исключить переток промывочной жидкости из кольцевого пространства под долото, резко увеличив эффект поршневания и приток флюида из пласта. [9]

Это обусловливает более низкие значения показателей структурно-реологических свойств раствора, снижение гидравлических сопротивлений при прокачивании и уменьшении эффекта поршневания при перемещениях в стволе скважины бурильной колонны. [10]

Если при подъеме бурильных труб уровень бурового раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента. [12]

Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента. [13]

Геометрическую форму и размеры рабочих органов ( лопастей) выбирают из условий хорошей проходимости по стволу скважины, устранения эффекта поршневания глинистого раствора при спуско-подъемных операциях и достижения необходимой очистки забоя от выбуренной породы. [14]

Страницы: 1 2 3 4

www.ngpedia.ru

Эффект - поршневание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Эффект - поршневание

Cтраница 2

Сила гидравлического сопротивления возникает в связи с трением перемещающегося бойка ( клапана) о жидкость, а также с эффектом поршневания, при котором жидкость принудительно выдавливается из полости или втекает в полость, образующуюся при перемещении колебательной системы гидроудар-ппка. В случае трения о жидкость неизбежно возникают значительные завихрения, усиливающиеся в результате колебательных перемещений бойка. [16]

Поднимать съемный керноприемник и бурильную колонну рекомендуется на пониженных скоростях с периодическими остановками и доливом промывочной жидкости в скважину во избежание нарушения устойчивости стенок скважины вследствие эффекта поршневания и свабирования. [17]

Насыщение бурового раствора газом может произойти при поступлении его из продуктивного пласта, ввиду недостаточного гидростатического давления, неожиданного поглощения, недолива вовремя подъема бурильных труб, эффекта поршневания ( наличие сальника на долоте), а также из атмосферы ( негерметичные трубопроводы) и от добавок вспенивающих химических реагентов. Газ в буровом растворе может находиться в растворенном ( не снижает плотность раствора) или свободном состоянии, а также поступать с нефтью имеющей газовый фактор в виде конденсата углеводородов, который может частично или полностью переходить в газообразное состояние, особенно при снижении гидростатического давления ближе к устью. С понижением поверхностного натяжения и увеличением перепада давления между пластовым и гидростатическим давлением размеры пузырьков газа снижаются. При этом чем меньше размер газового пузырька, тем он прочнее и дольше удерживается в растворе и наоборот. Чем выше вязкость и статическое напряжение сдвига и меньше плотность, тем хуже дегазируется буровой раствор и наоборот. [18]

Уравнительный клапан в открытом состоянии обеспечивает гидравлическую связь между подпакерным и надпакерным пространствами, уравнивая в них гидростатическое давление, а также служит для пропуска жидкости при спуске и подъеме КИИ во избежание эффекта поршневания. По истечении определенного промежутка времени после закрытия уравнительного клапана срабатывает специальное гидравлическое реле времени, управляющее приемным клапаном. Он открывает доступ пластовому флюиду в бурильную колонну над пластоис-пытателем. По окончании испытания под действием растягивающего усилия приемный клапан закрывается. [20]

Предыдущей колонны, что вызывает поглощение промывочной жидкости под башмаком и падение ее уровня в стволе скважины; вскрытия пласта с градиентом поглощения ниже, чем градиент пластового давления вышележащего пласта, что способствует поглощению промывочной жидкости на забое и падению ее уровня в скважине; снижения уровня жидкости в стволе скважины из-за недолива ее при подъеме бурильной колонны; снижения средней плотности промывочной жидкости по стволу скважины в результате неконтролируемого ввода жидких реагентов, нефти, воды; уменьшения средней плотности промывочной жидкости при значительной интенсивности поступления газа из выбуренной породы и низкой производительности промывки; падения гидростатического давления в скважине за счет превышения допустимой скорости подъема бурильных труб или наличия эффекта поршневания; снижения средней плотности промывочной жидкости за обсадной колонной при промежуточных промывках из-за образования пачек воздуха в колонне при ее доливе во время спуска; понижения гидростатического давления тампонажного раствора ( во время ОЗЦ) из-за седиментации его твердой фазы и зависания ее на стенках скважины; разгазирования воды или естественного рассола ( очень редко промывочной жидкости) продуктами сгорания взрывчатых веществ ( ВВ) при перфорационных работах. [21]

В тех случаях, когда на практике не удается получить указанные скорости, лучше замещать буровой раствор на структурном режиме, так как при этом коэффициент замещения бурового раствора цементным несколько выше по сравнению с ламинарным и переходными режимами. При структурном режиме проявляется эффект поршневания ( сплошное проталкивание, пробковый режим), буровой раствор плохо удаляется из каверн, но хорошо удаляется из пристенных участков и глинистая корка частично сдирается. [23]

После ликвидации проявления необходимо поднять инструмент. Для того чтобы не допустить приток флюида в ствол вследствие эффекта поршневания при подъеме, плотность промывочной жидкости должна быть ув

www.ngpedia.ru

Эффект - поршневание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Эффект - поршневание

Cтраница 4

В зависимости от глубины скважины плотность промывочной жидкости должна обеспечивать противодавление на пласт с определенным коэффициентом запаса. На основании фактического коэффициента запаса превышения давления рассчитываются допустимые скорости подъема различных компоновок и количество свечей бурильных труб, поднимаемых без долива скважины. При превышении допустимой скорости подъема труб затрудняется переток промывочной жидкости из кольцевого пространства под долото ( эффект прошневания), вследствие чего создается область пониженного давления под долотом с возможностью поступления флюида из пласта в ствол скважины. Эффект поршневания тем выше, чем меньше зазоры между стенкой скважины и УБТ ( турбобуром или колонковым набором), чем полноразмерней долото ( у алмазного и колонкового долота выше, чем у трехшарошеч-ного) и чем выше структурно-механические свойства промывочной жидкости. [47]

Испытатель пластов, снабженный приемным и уравнительным клапанами, сменным штуцером ( см. рис. 10.5), устанавливается выше пакера. При спуске и подъеме КИИ испытатель растянут, его приемный клапан закрыт, поэтому не допускает поступления промывочной жидкости в трубы. Уравнительный клапан испытателя пластов открыт, и через него обеспечивается переток промывочной жидкости из-под пакера ( при спуске) или под пакер ( при подъеме КИИ) через фильтр, шток пакера, безопасный переводник и ясс. Наличие такого перетока снижает эффект поршневания при движении пакера в скважине. [48]

Долота первой модификации применяют преимущественно при турбинном бурении скважин глубиной 3000 м и более. Они имеют выступающую удлиненную биконическую форму корпуса и его рабочей поверхности с пятью - десятью ребристыми продольными рабочими органами, выступающими в радиальном направлении. Эти органы разделены продольными пазами примерно такой же длины и ширины. Такая форма выполнения долота резко уменьшает эффект поршневания при спускоподъемных операциях и способствует повышению удельной нагрузки на забой и увеличению механической скорости проходки, что особенно важно при разбури-вании глубокозалегающих пластов. Нижняя часть ( внутренний и наружный конусы) рабочей поверхности армируется обычно славутичем с закругленной головкой. [50]

Рабочая головка почти всех отечественных алмазных долот выполняется с цилиндробиконической наружной поверхностью. Эта поверхность обычно разделяется широкими пазами-проемами 7 на три сектора. Каждый сектор, в свою очередь, может разделяться на выступы ( или лопасти) глубокими наружными напорными каналами 5, сообщающимися с центральным широким промывочным отверстием 8, частично перекрытым сходящимися секторами. Напор промывочной жидкости способствует ее просачиванию между алмазами 3, охлаждению и очистке последних. Пазы-проемы 7, кроме отвода промывочной жидкости со шламом в кольцевой зазор между долотом и стенкой скважины во время бурения, обеспечивают также лучшую проходимость долота по стволу скважины и уменьшают эффект поршневания при этом. На корпусе долота вне матрицы предусмотрена выемка 6, или лыска под ключ-доску, для свинчивания или навинчивания долота. [51]

Сопряжение 2 наружного конуса 1 с внутренним 3 выполняется закругленным, почти тороидальным. Наружная поверхность головки имеет наружные каналы 5 и широкие проемы 6, между которыми остаются радиально-продольные приливы 4, называемые нередко лопастями. Промывочная жидкость попадает в наружные каналы 5 и проемы 6 по продольным внутренним каналам 7, просверленным на стыке каждых двух приливов. Сужающееся к торцу коническое долото предназначено в основном для турбинного бурения. Оно обеспечивает постепенное углубление в породу забоя с расширением последнего до надлежащего размера. Такая форма позволяет разместить наибольшее количество режущих породоразрушающих элементов, способствует уменьшению эффекта поршневания при спуско-подъемных работах и приводит к улучшению очистки долота и забоя от выбуренной породы. [52]

До сих пор рассматривались давления, возникающие при установившемся течении, но во время нормального цикла бурения возникают различные нестационарности, которые необходимо сводить к минимуму. Нестационарные давления влияют на безопасность работ в скважине. Положительный импульс давления возникает всякий раз, когда в скважину спускают свечу бурильных труб, которая действует как поршень со свободной посадкой, выдавливая буровой раствор из ствола скважины. Наиболее сильный импульс давления возникает при быстром проведении расширения ствола сверху вниз с промывкой перед наращиванием колонны. Наконец, отрицательные импульсы давления ( или, как их обычно называют, давления свабирования) возникают при подъеме бурильной колонны вследствие проявления эффекта поршневания. [53]

Страницы: 1 2

www.ngpedia.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Поршневание

Cтраница 1

Поршневание ( свабирование) - эффективный способ освоения скважин при котором имеется возможность проведения гидродинамических исследований скважин ( в сочетании с испытателями пластов) и определения негерметичности обсадной колонны. Применяются свабы двух видов: самоуплотняющиеся и щелевые. Свабирование может осуществляться с перемещением отсеченного столба жидкости до устья скважины вместе со свабом и в режиме работы глубинного насоса, а также комбинацией этих способов. [1]

Поршневание и тартание разрешается производить только при освоении новых и после ремонта старых скважин. В виде исключения допускается периодическая эксплуатация тартанием и поршневанием отдельных скважин на малопродуктивных месторождениях. [2]

Поршневание разведочных скважин производят с бурильного станка, эксплуатационных - либо с бурильного станка, либо с передвижного трактора-подъемника. [3]

Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. [4]

Поршневанием или при помощи компрессора понижают через циркуляционный клапан 4 уровень жидкости в скважине на допустимую глубину. При подъеме колонны труб вместе с ней поднимается шток 2 ( на величину его свободного хода 0 8 - 1 0 м), и подпакерная и надпакерная части скважины сообщаются между собой. Поступающая из пласта жидкость через отверстия 7 в штоке 2 проходит через обратный клапан 4 и по насосно-компрессорным трубам поступает на поверхность. [6]

Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. [7]

Явление поршневания связано с тем, что при спуске инструмента жидкость в скважине увлекается самим инструментом вниз и в то же время избыток жид-кости вытесняется вверх. В стволе скважины возникают встречные потоки жидкости. Появляется значительный градиент скоростей, который сопровождается сдвигом в вяз-копластичной жидкости. [8]

Явление поршневания связано с тем, что при спуске инструмента жидкость в скважине увлекается инструментом вниз и в то же время избыток жидкости вытесняется вверх. В стволе скважины возникают встречные потоки жидкости. Появляется значительный градиент скоростей, который сопровождается сдвигом в вязкопластичной жидкости. [9]

Способ поршневания заключается в следующем. В насосно-компрессорные трубы через фонтанную арматуру на стальном канате спускают поршень с клапаном. При сыуске поршня клапан открывается и жидкость занимает объем над поршнем. При подъеме поршня клапан закрывается и жидкость над поршнем выносится на поверхность. При повторении процесса давление на забой уменьшается, что может вызвать приток из пласта к забою скважины. Спуско-подъемные операции производят с помощью лебедки трактора-подъемника или буровой лебедки. [10]

Способ поршневания состоит в том, что сначала поршнем снижают уровень жидкости в скважине до положения, при котором-с помощью компрессора можно продавить оставшийся столб-жидкости. [11]

Метод поршневания состоит в том, что сначала, спуская поршень в подъемные трубы, снижают уровень жидкости до положения, при котором возможно было бы выдавить оставшийся столб жидкости. В некоторых случаях сначала пускают сжатый газ и, когда его давление дойдет до предельного, закрывают задвижку на газоподводящей трубе и приступают к поршневанию. Сжатый газ, находящийся в кольцевом пространстве, ускоряет процесс пуска скважины. Так как при поршневании приходится использовать подъемный механизм, то этот метод применяют главным образом при пуске новых скважин. [13]

www.ngpedia.ru

Поршневание.

При поршневании (свабировании) поршень спускается в НКТ на канате. Поршень представляет собой трубу диаметром 25-37мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3-4штуки), армированной проволочной сеткой. При спуске поршня жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального канат и обычно не превышает 75-150 метров. Поршневание в 10-15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также открыто, что опасно в пожарном отношении при сильном загрязнении окружающей скважину территории нефтью.

Закачка газированной жидкости.

Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающее меньшее давление. Для такого освоения к скважине подводиться передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа.

Выкидная линия
Компрессор
Насос
Смеситель
Обсадная колонная
НКТ
Перфорационные отверстия

При закачке ГЖС на пузырьки воздуха действует архимедова сила. Скорость всплытия пузырьков зависит от их размеров вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3-0,5м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз д.б. больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточного больших скоростей жидкости необходимы большие расходы. Поэтому ГЖС предпочтительнее закачивать не через кольцевое пространство а через НКТ, т.к. малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных расходах жидкости (прямая промывка ). Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость 0,8-1м/с. Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя, частиц пород) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки, также производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины. Рассмотрим случай, когда НКТ до башмака заполнены жидкостью, а затрубное пространство заполнено ГЖС: причем обе системы движутся со скоростями, соответствующим темпу нагнетания ГЖС. При обратной промывке давление у башмака НКТ со стороны кольцевого пространства равно:

Давление у башмака со стороны НКТ равно:

Где - среднее значение плотности ГЖС в кольцевом пространстве;– плотность скважинной жидкости;L–длина НКТ;– средний угол отклонения ствола скважины от вертикали;– давление нагнетания на устье скважины;– удельные потери на трение в кольцевом пространстве в м. столба ГЖС;– противодавление на выкиде;– удельные потери в НКТ на трение в м. столба жидкости. У башмака НКТ, поэтому из уравнений (4) и (5) можно найтиL:

Решая формулу (6) относительно , получим давление на устье скважины, необходимое для закачки ГЖС при заданной глубинеLспуска НКТ:

Величины ,,,обычно известны. Величина– определяется по обычным формулам трубной гидравлики, аи– сложными вычислениями с использованием ЭВМ для численного интегрирования диф. Уравнений движения ГЖС.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя – выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования ГЖС.

По мере замещения жидкости ГЖС давление нагнетания увеличивается и достигает максимума при достижении ГЖС башмака НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление снижается.

studfile.net

Непрерывный метод

Непрерывный метод предусматривает проведение технологических операций по ликвидации ГНВП в течение нескольких циклов промывки при постоянном утяжелении бурового раствора в процессе циркуляции (циркуляция и утяжеление).

В первом цикле промывки, в котором циркуляцию восстанавливают сразу же после герметизации устья скважины и периода стабилизации давлений, вымыв флюида совмещают с процессом утяжеления используемого для циркуляции бурового раствора. Темп приращения плотности - Ар зависит как от подачи насоса, так и от производительности системы приготовления бурового раствора. Если в первом цикле промывки скорость утяжеления раствора недостаточна для достижения расчетной конечной плотности, то есть то для ликвидации ГНВП потребуется как минимум два полных цикла промывки. Однако не исключается возможность ликвидации ГНВП за один цикл, если при этом может быть обеспечено достаточно интенсивное утяжеление бурового раствора. Дальнейшее утяжеление и промывку ведут циклами и заканчивают, когда буровой раствор расчетной конечной плотности не заполнит скважину.

Существенный недостаток непрерывного метода - сложность процесса регулирования давлений в скважине, обусловленная изменением плотности бурового раствора при циркуляции. По этой причине в отечественной практике непрерывный метод применяется крайне редко и некоторыми авторами даже не рассматривается как стандартный метод управления скважиной при ГНВП.

При использовании непрерывного метода, в отличие от метода ожидания и утяжеления, давление циркуляции в бурильных трубах в любой момент времени определяет не данная высота столба, а данная плотность утяжеленного бурового раствора в бурильной колонне. Следовательно, должен быть построен график, показывающий зависимость плотности бурового раствора от давления циркуляции в бурильных трубах.

График изменения давления в бурильных трубах (рис. 3.3.) строится следующим образом. На вертикальных осях откладываются значения начального и конечного давления циркуляции, на горизонтальной оси - плотность бурового раствора, объем бурильной колонны и время закачки. Соединив прямой линией значения Рн и Рк, получим промежуточные значения давления в бурильных трубах в зависимости от изменения плотности раствора и от объема закачанного в бурильную колонну утяжеленного раствора данной плотности. Объем бурового раствора может быть выражен через нарастающее суммарное число двойных ходов насоса. Начальное и конечное давления циркуляции определяются точно так же, как и в методе ожидания и утяжеления.

Пример графика изменения давления в бурильных трубах представлен на рис 3.3.

Рис. 3.3. График изменени» давления в бурильных трубах в зависимости от плотности бурового раствора

Начальное давление циркуляции регистрируется одновременно с выходом насоса на режим, обеспечивающий выбранную для глушения подачу, регулируя давление на дросселе таким образом, чтобы его значение превышало на (0,5 - 1,0 МПа) зарегистрированное избыточное давление в затрубном пространстве

Установившееся при этом давление в бурильных трубах является начальным давлением циркуляции. Зарегистрированное значение должно быть проверено на соответствие с расчетным значением

При установившемся начальном давлении циркуляции приступают к утяжелению бурового раствора с одновременной закачкой его в скважину. Контроль давления по графику начинается с момента заполнения наземной обвязки буровых насосов утяжеленным буровым раствором.

Если в процессе циркуляции утяжеленный раствор еще не достиг долота, а изменения давления циркуляции при данной плотности раствора значительны, необходимо пересчитать начальное и конечное давления циркуляции и построить новый график изменения давления в бурильных трубах.

В процессе заполнения бурильной колонны утяжеленным буровым раствором давление на дросселе регулируется таким образом, чтобы давление в бурильных трубах равномерно снижалось в соответствии с построенным графиком. Плотность подаваемого в скважину бурового раствора должна поддерживаться постоянной до тех пор, пока этот раствор не появится на выходе из скважины.

Промежуточное давление циркуляции регистрируется, когда утяжеленный раствор достигнет долота. В процессе заполнения затрубного пространства утяжеленным буровым раствором давление на дросселе регулируется таким образом, чтобы полученное промежуточное давление циркуляции поддерживалось

постоянным до выхода утяжеленного бурового раствора на устье скважины. Затем начинают новый цикл циркуляции и увеличения плотности бурового раствора.

На каждом последующем цикле промывки давление в бурильных трубах регулируется дросселем в соответствии с графиком, пока раствор с данным приращением плотности не достигнет долота. Промежуточные значения давлений должны соответствовать текущим значениям графика. В процессе заполнения затрубного пространства раствором данной плотности установившееся давление циркуляции в бурильных трубах поддерживают постоянным с помощью дросселя.

В последнем цикле промывки, когда буровой раствор с конечной плотностью достигнет долота, давление в бурильных трубах должно соответствовать конечному давлению циркуляции. До полного заполнения скважины этим раствором давление на дросселе регулируется таким образом, чтобы полученное конечное давление циркуляции поддерживалось постоянным.

Когда утяжеленный буровой раствор начнет выходить из скважины, останавливают циркуляцию и закрывают устье скважины. В закрытой скважине давление в бурильных трубах и в затрубном пространстве должны быть равны нулю

Рю т = Рю к = 0 (проверка окончания глушения).

Преимущества метода:

- минимальное время простоя скважины без промывки;

- вымыв флюида утяжеленным буровым раствором обес
печивает снижение максимальных давлений в скважине, по срав
нению с методом бурильщика, в среднем на 10-15%.

Недостатки метода:

- сложность практического применения, так как требует
проведения сложных расчетов и построения графика изменения
давления при повышении плотности;

- необходимость наличия на буровых производительного
оборудования для приготовления и одновременной закачки буро
вого раствора в скважину; - продолжительность, так как требует не менее двух циклов промывки и утяжеления, если плотность раствора не может быть увеличена до значения, обеспечивающего глушение скважины.

www.poilg.ru

Поступление флюидов из пласта в ствол скважины в результате действия капиллярных сил

При соприкосновении двух несмешивающихся жидкостей в узком канале - капилляре (от латинского «капилля» - волос) возникает искривление границы их раздела - менисков. У жидкости, хорошо смачивающей стенки канала мениск вогнутый, у плохо смачивающей - выпуклый (рис. 23.}.

Рис. 2.3. Расположение в капилляре жидкостей, имеющих различную смачивающую способность.

При этом на границе раздела жидкостей (фаз) возникает капиллярное давление, направленное в сторону жидкости, имеющей худшую смачивающую способность. Это давление бывает настолько существенным, что может служить движущей силой, продвигающей жидкость, обладающую более высокой смачивающей способностью, по капилляру, вытесняя жидкость, обладающую меньшей смачивающей способностью.

При вскрытом продуктивном пласте, содержащем газ или нефть, неизбежно происходит контакт между фильтратом бурового раствора и углеводородным флюидом (несмешивающиеся жидкости) в гидравлических каналах пласта (капиллярах). По отношению к большинству пород-коллекторов вода имеет большую смачивающую способность по сравнению с нефтью или газом, то есть в большинстве своем породы гидрофильны (термин противоположный - «гидрофобность»). В таком случае капиллярные силы направлены в сторону расположения углеводородных флюидов, то есть вглубь пласта, и способствуют продвижению фильтрата бурового раствора в ту же сторону, оттесняя флюид.

Продуктивные пласты имеют гидравлически связанную систему капиллярных каналов, имеющих различные размеры (диаметры). В каналах меньшего диаметра (до 1 мкм) величина капиллярного давления более высокая и может достигнуть 0,10 -0,12 МПа. В более крупных каналах (диаметром 10 - 12 мкм) давление не будет превышать 0,01 - 0,02 МПа. Таким образом,

между каналами различного диаметра в пласте-коллекторе возникают перепады давления, под действием которых фильтрат бурового раствора проникает в пласт по каналам малого диаметра, а пластовый флюид перемещается в каналы более крупные, откуда поступает в ствол скважины. Возникает противоток фильтрата бурового раствора и пластового флюида, из скважины в пласт -фильтрат, из пласта в ствол скважины - углеводородный флюид. Схема описанного процесса капиллярного замещения нефти водой (по М.Л. Сургучеву) представлена на рис. 2.4.

Рис 2.4. Схема капиллярного противотока углеводородного флюида из пласта в скважину, а фильтрата бурового раствора (воды) — из скважины в пласт.

В буровой практике этот процесс носит название капиллярной пропитки. Процесс происходит до тех пор, пока фильтрат не заполнит пространство вокруг скважины, вытеснив флюид и заблокировав остальную часть порового пространства пласта. При бурении и циркуляции поступивший в скважину флюид выносится на поверхность буровым раствором и, как правило, ^не приводит к осложненности процесса бурения. Однако при длительных простоях эффект от капиллярного замещения пластового флюида может оказать существенное влияние на изменение плотности бурового раствора и его газонефтесодержания. Скорость капиллярной пропитки в значительной стейени зависит от гидрофобное™ глинистой корки.

Противодействовать капиллярной пропитке продуктивных пластов можно снижая водоотдачу бурового раствора или используя буровые растворы, у которых смачивающая способность пород, содержащих нефть или газ, невелика.

www.poilg.ru

Потери давления вследствие «зависания» бурового раствора на бурильных и обсадных трубах, а также на стенках скважины при простоях

Буровой раствор представляет собой жидкость, имеющую определенные структурно-механические свойства. Это означает, что буровой раствор, находясь в неподвижном состоянии, способен образовывать некоторую внутреннюю структуру, представляющую собой механическое соединение твердых частиц (глина). В скважине глинистые частиц могут образовывать механическую структуру в совокупности со стенками скважины или обсадной колонны.

Такая пространственная структура обладает прочностными свойствами, то есть способна выдерживать определенные нагрузки не разрушаясь. Это свойство позволяет удерживать в буровом растворе во взвешенном состоянии достаточно крупные частицы шлама при остановке циркуляции бурового раствора (положительная сторона структурно-механических свойств бурового раствора).

С другой стороны, эта структура способна воспринимать на себя часть гидростатического давления столба бурового раствора, если по какой-то причине (контракция, отфильтровывание воды, уход раствора в пласт) происходит уменьшение объема бурового раствора в каком-либо интервале затрубного пространства скважины. Происходит следующая картина: гравитационные силы (гидростатическое давление) стремятся заполнить освободившийся объем, а образовавшаяся пространственная структура бурового раствора препятствует этому, воспринимая часть гидростатического давления на себя. В этом случае говорят, что происходит «зависание» бурового раствора. В результате давление на стенки скважины в интервале, где произошло уменьшение объема бурового раствора, снижается. Это может привести к возникновению условий поступления пластовых флюидов в скважину.

Повышение структурообразования характеризуется увеличением такого показателя, как статическое напряжение сдвига (СПС) бурового раствора, который растет во времени при нахождении бурового раствора без движения (отсутствие циркуляции).

При высоких показателях СНС бурового раствора снижение давления из-за стуктурообразования может достигать весьма значительных величин. Так, для цилиндрической вертикальной скважины глубиной 3000 метров, при величине зазора 7,25 мм снижение забойного давления в результате «зависания» бурового раствора, имеющего предельное статическое напряжение сдвига равное 350 мгс/см2, равно около 5,6 МПа, что составляет 13,8% по отношению к гидростатическому давлению, а при уменьшении зазора до 5,08 мм это снижение увеличивается до 25%.

Оценка снижения давления, вследствие «зависания» бурового раствора может быть произведена по формуле

где 0, - статическое напряжение сдвига (СНС) бурового раствора через / минут нахождения в покое. Остальные обозначения описаны в приведенных выше формулах (см. стр. 131).

Оценочное значение 0; можно получить по формулам

при ?<10 мин при 010 мин.

В приведенных формулах СНС] и СНСю стандартно измеряемые значения статического напряжения сдвига бурового раствора через одну и десять минут.

Поскольку «зависание» бурового раствора ощущается в основном при длительном нахождении бурового раствора в неподвижном состоянии (отсутствие циркуляции), то с позиций предупреждения ГНВП можно сформулировать следующие основные рекомендации:

- сокращение времени пребывания бурового раствора в от
сутствие циркуляции;

- снижение показателей статического напряжения сдвига
бурового раствора (СНС] и СНСю).

www.poilg.ru

Поршневание.

Закачка газированной жидкости.

Выкидная линия
Компрессор
Насос
Смеситель
Обсадная колонная
НКТ
Перфорационные отверстия

Давление у башмака со стороны НКТ равно:

studfile.net

Бурение - Стр 16

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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. 8-60). 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.

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

Рис. 8-60 Проницаемость глинистых пород

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.

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. 8-61). 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.1

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

159

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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.

Рис. 8-61 Осмотический поток в глинистых породах

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.11

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.9 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. 8-62).

Рис. 8-62 Действие капиллярных сил

Капиллярное давление зависит от сродства между глинистой породой и смачивающей жидкостью. Обычно чем более полярной является жидкость, тем лучше она смачивает

160

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 (факторы, влияющие на устойчивость стенок скважины)

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

Вращающаяся бурильная колонна

находится в

контакте

со стенками

постоянно

бьется

стенки

скважины.

Вращающаяся

бурильная

скважины. Она соударяется со

колонна может

биться

стенки

или

стенками скважины в нескольких

перекатываться

по

окружности

местах одновременно.

Частота

сечения

ствола.

Центробежная

сила

соударений бурильной колонны со

вынуждает

вращающуюся

колонну

стенками

скважины в

большой

биться о стенки скважины. При ударе

степени зависит от ее ускорения,

о стенку колонна передает ей момент

которое

определяется

количества

движения

создает

растяжением колонны и частотой

радиальную

нагрузку.

Затем

она

ее вращения.

отскакивает

от

стенки

движется

Частота соударений зависит также

другом

направлении.

Удары

от расстояния,

на

котором

бурильной

колонны

стенки

ускоряется колонна после отскока

скважины создают вибрацию во всей

от стенки и до следующего

колонне.

Вибрирующая

колонна

соударения. Поэтому чем больше

соударяется со стенками скважины в

диаметр скважины и чем меньше

местах

перегиба, одновременно

диаметр бурильной колонны, тем

нескольких

точках

(рис.

8-63).

сильнее удар колонны о стенку

Величина

момента

количества

скважины.

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.

Рис. 8-63 Вибрация бурильной колонны

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

161

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 шламом.

Еще 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:

Где

F - сила трения

μ - коэффициент трения, и

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.

162

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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.12 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 (факторы, влияющие на устойчивость стенок скважины)

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. 8-27).

163

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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.

Разрушение из-за чрезмерных напряжений

Есть шесть типов разрушения горных пород из-за чрезмерных напряжений. Четыре из них относятся к разрушению при сдвиге, и два - к разрушению при растяжении. Напряжения, вызывающие эти разрушения, могут иметь механическую или химическую природу.

Большая часть обрушений происходит вследствие разрушения при сдвиге. Как мы помним из материалов о кругах напряжений, величина максимального касательного напряжения равна половине разности между наибольшим и наименьшим главными напряжениями. Главными напряжениями, действующими на стенках скважины, обычно являются кольцевые напряжения σθ, осевые напряжения σz и радиальные напряжения σr. (рис. 8-33).

Четыре типа разрушения при сдвиге: (рис. 8-64)8

•В результате поперечного сдвига при преобладающем действии кольцевых и осевых напряжений

•В результате продольного сдвига при преобладающем действии осевых и кольцевых напряжений

•В результате косого сдвига при преобладающем действии осевых и радиальных напряжений

•В результате поперечного сдвига при преобладающем действии радиальных и кольцевых напряжений

Вкаждом случае разрушение происходит по полосам сдвига, где инициируется и продолжается скольжение до отделения обломка породы от стенки скважины.

Поперечный сдвиг при преобладающем действии кольцевых и осевых напряжений

происходит, когда наибольшее значение при разрушении имеют кольцевые напряжения, а наименьшее -радиальные напряжения: σθ > σz > σr. Такой сдвиг обусловлен разностью между кольцевыми и радиальными напряжениями (это наиболее часто встречающийся тип сдвига).

Продольный сдвиг при преобладающем действии осевых и кольцевых напряжений

происходит, когда наибольшее значение при разрушении имеют осевые напряжения, а наименьшее - радиальные напряжения: σz > σθ > σr (этот сдвиг может быть вызван трением бурильной колонны о стенки скважины при спуске).

Как поперечный сдвиг при преобладающем действии кольцевых и осевых напряжений, так и продольный сдвиг при преобладающем действии осевых и кольцевых напряжений происходят в вертикальных скважинах в направлении σh вследствие недостаточной плотности бурового раствора или эффекта поршневания при подъеме инструмента.

164

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Косой сдвиг при преобладающем действии осевых и радиальных напряжений

происходит, когда наибольшее значение при разрушении имеют осевые напряжения, а наименьшее - кольцевые напряжения: σz > σr > σθ.

Поперечный сдвиг при преобладающем действии радиальных и кольцевых напряжений

происходит, когда наибольшее значение при разрушении имеют радиальные напряжения, а наименьшее - либо кольцевые, либо осевые напряжения: σr > σz > σθ или σr > σθ > σz.

Как косой сдвиг при преобладающем действии осевых и радиальных напряжений, так и поперечный сдвиг при преобладающем действии радиальных и кольцевых напряжений происходят в направлении σH вследствие чрезмерной плотности бурового раствора или эффекта поршневания при спуске инструмента.

165

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 8-64 Типы разрушений при сдвиге и растяжении

Два типа разрушения при растяжении - гидроразрыв и отслаивание (рис. 8-64).

Гидроразрыв и обратимое поглощение обусловлены чрезмерно высокой плотностью бурового раствора (см. Радиальные напряжения и рис. 8-30).

Обратимое поглощение - поглощение, при котором буровой раствор медленно уходит в пласт при циркуляции, но возвращается в скважину при прекращении циркуляции. Это происходит, когда гидростатическое давление приближается к давлению гидроразрыва пласта. Гидравлические потери в кольцевом пространстве при циркуляции достаточно высоки, чтобы раскрылись трещины, образовавшиеся вследствие эффекта поршневания при спуске инструмента. После прекращения циркуляции трещины смыкаются, и буровой раствор выдавливается обратно в скважину.

166

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Отслаивание вследствие растяжения обусловлено недостаточной плотностью бурового раствора. Этот тип разрушения встречается обычно в шахтных стволах и в скважинах, бурящихся на депрессии Силовые линии поля напряжений на рис. 8-27А показывают развитие растягивающих напряжений в отсутствие радиальных напряжений, создаваемых давлением бурового раствора.

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. 8-65 показаны зависимости между напряжением и деформацией для хрупких и пластичных материалов.

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.

Хрупкие породы разрушаются и теряют прочность Пластичные породы деформируются, но все же сохраняют прочность.

Рис. 8-65 Пластическая деформация и ползучесть

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. 8-66).

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.

167

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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. 8-66 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.

Обрушение, оползание и отслаивание

Говоря о потере устойчивости глинистых пород, часто употребляют термины обрушение, оползание и отслаивание 13. К сожалению, по этим терминам специалисты не пришли к единому мнению.

Чаще всего обрушивающимися глинистыми породами называют глинистые породы,

которые обваливаются в скважину при недостаточно высокой плотности бурового раствора. Используя этот термин, специалисты имеют в виду один из типов разрушения - поперечный сдвиг при преобладающем действии кольцевых и осевых напряжений. Можно также сказать, что глинистые породы этого типа обрушиваются на забой сразу же после вступления в контакт с буровым раствором.

Оползающие глинистые породы. Обычно считается, что оползающие глинистые породы обваливаются из-за проникновения в них фильтрата бурового раствора и из-за химических реакций с водой. Такие обвалы чаще всего происходят по истечении некоторого времени, на протяжении которого глина находилась в контакте с водой. Многие специалисты в отрасли считают, что эти термины отличаются по типу обрушения. Мне не удалось найти в технической литературе ничего, что однозначно отличало бы эти термины друг от друга.

Термин "отслаивание" не очень широко распространен вне горнодобывающей отрасли. Обычно под отслаиванием понимают отделение породы от стенок скважины вогнутыми концентрическими кусками.

Это неспециальные термины, которые недостаточно полно описывают типы обрушения. Тем не менее, они дают возможность различать напряженные состояния, обусловленные механическим воздействием, и напряженные состояния, обусловленные химическим воздействием. Это по меньшей мере дает буровой бригаде исходную информацию для ликвидации осложнений.

168

studfile.net

Эффект поршневания в бурении

Потери давления из-за поршневания при движении колонн труб (бурильных и обсадных) или иных средств

Эффект - поршневание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Эффект - поршневание

Эффект - поршневание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Эффект - поршневание

Эффект - поршневание - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Эффект - поршневание

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Поршневание

Поршневание.

Закачка газированной жидкости.

Непрерывный метод

Поступление флюидов из пласта в ствол скважины в результате действия капиллярных сил

Потери давления вследствие «зависания» бурового раствора на бурильных и обсадных трубах, а также на стенках скважины при простоях

Поршневание.

Закачка газированной жидкости.

Бурение - Стр 16

Смотрите также