Поровое давление в скважине
Пластовое давление, поровое давление
Обычно прогноз пластового давления основан на предположении о том, что оно изменяется строго пропорционально глубине скважины, причем коэффициент пропорциональности называют часто коэффициентом (индексом) аномальности ka:
pпл = rв glплka , (1.1)
где rв – плотность воды, кг/м3,
lпл– глубина расположения пласта (в наклонно направленных скважинах вместо глубины по стволу берут вертикальную проекцию ствола на данной глубине.), м.
Тогда получается, что для определения пластового давления вполне достаточно знать только величину ka для различных интервалов бурения. Обычно принимают, что для некоторого интервала бурения ka – величина постоянная. Однако то обстоятельство, что для всех интервалов бурения расчет пластового давления ведут с помощью формулы (1.1), представляющей собой уравнение прямой, исходящей их начала координат, означает, во-первых, что линии пластовых давлений являются отрезками прямых, а во-вторых, продолжения этих отрезков образуют лучи, исходящие из устья скважины.
На рис. 1 показаны четыре луча, соответствующие разным значениям индекса пластового давления ka. У луча 0а оно минимально, а у луча 0g – максимально. На глубине Lа изменяется индекс аномальности ka, и линия скачком переходит на другой луч и так далее. В результате образуется ломаная линия 0abcdefghi, включающая горизонтальные участки ab, cd, ef, hg. Известны случаи локального роста пластового давления на некотором интервале бурения (по сравнению с соседними пластами) с последующим возвратом на прежний (или близкий к прежнему) уровень давлений. На рис. 1. этому соответствует участок efghi.
Такой упрощенный, хотя и популярный в практике проектирования скважин, метод прогнозировании пластового давления привносит в расчеты значительные ошибки, особенно в верхних интервалах разреза и при расчетах давления для пластов с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Но прежде чем перейти к обсуждению более точных методов прогнозирования пластовых давлений дадим определение понятия градиент пластового давления qпли сравним его с коэффициентом аномальности ka .
Величина qпл, в строгом смысле, характеризует изменение пластового давления в пределах некоторого интервала бурения или пласта, приходящееся на единицу длины (как правило, это 1 м) и вычисляется по формуле:
qпл = (pпл2 - pпл1)/ (L2 - L1), (1.2)
где pпл2 и pпл1 – пластовые давления соответственно на глубинах L2и L1 (например, в подошве и кровле пласта).
Если обнаружится, что для любых двух глубин в пределах данного интервала бурения (пласта) величина qпл постоянна (одна и та же), то это будет означать, что пластовое давление изменяется по линейному закону.
Но это совсем не означает, что продолжение прямой пройдет точно через устье скважины, как это имеет место на рис. 1. И здесь возможны варианты (рис. 2):
1. Участок 0' a отражает изменение рпл в верхней части разреза, насыщенной пресными или маломинерализованными водами со статическим уровнем пластовой воды в скважине, как правило, ниже уровня земли ("сухой" отрезок 0-0'). Предположим теперь, что каким-то образом удалось замерить пластовые давления в точках a' и a. Вычисляя теперь по формуле (1.1) коэффициенты аномальности ka (при известных давлениях и глубинах), мы бы получили разные величины ka для указанных глубин (прямые 0а и 0а' не совпадают). Но выше мы только что доказали, что наличие линейной связи между давлением и глубиной автоматически означает постоянство градиента давления. В этих условиях применение формулы (1.1) с коэффициентом ka, найденным по глубине La, приведет к завышению рпл для всех глубин, меньших La.
2. Если продолжение прямой линии пластового давления (прямая 0 с на рис. 2) проходит через устье скважины, то имеет место частный случай постоянства ka и qпл на всем интервале бурения. При этом расчеты по формуле (1.1) будут тоже точными.
3. Продолжение прямой пластовых давлений может пройти и выше устья (прямая 0" е на рис. 2). Это может быть, например, в случае, когда высота области питания для данного водоносного горизонта находится намного выше того места, где бурится скважина (геологических причин формирования АВПД множество. Указанная причина - одна из возможных.). Расчет по формуле (1.1) будет отягощен ошибками, как и в случае 1, так как коэффициент аномальности, в отличие от градиента давления, будет переменным по длине интервала бурения.
4. Продуктивная толща газовых месторождений и некоторых, например, Прикаспийских, имеют большую протяженность (несколько сотен метров), и отдельные проницаемые участки (коллектора) имеют между собой гидродинамическую связь в вертикальном направлении. Такие залежи месторождений называют массивными. Пластовое давление в пределах продуктивных пластов распределяется не пропорционально глубине, а в соответствии с плотностью флюида в пластовых условиях. В продуктивной части газового месторождения – в зависимости от плотности сжатого газа, в нефтяных – от плотности нефти в пластовых условиях. На рис. 2 прямая fg иллюстрирует распределение давления в газовой залежи. Считается, что в подошве залежи давление близко к давлению в водоносных пластах на соответствующей глубине, зато в кровле оно существенно больше "нормального" и воспринимается как АВПД. Для таких случаев прогнозный расчет по формуле (1.1) в принципе возможен только для подошвы залежи. Что касается давления в кровле, то оно определяется по формулам (соответственно для газа и нефти):
pкр = pпд /exp[10-4bг(Lпд – Lкр)], (1.3)
pкр = pпд - rнg(Lпд – Lкр), (1.4)
где pпд и pкр – пластовое давление в подошве и в кровле пласта;
bг - относительная сжимаемость природного газа;
rн- плотность нефти в пластовых условиях;
Lпд и Lкр - глубины расположения подошвы и кровли пласта соответственно.
Для многопластовых месторождений нефти, когда каждый нефтеносный пласт может рассматриваться как самостоятельная залежь малой мощности (единицы метров) с собственным водонефтяным контактом, в пределах нефтеносной части распределение тоже будет по закону, описанному формулой (1.4). Однако, в связи с малой мощностью пластов, описанным эффектом аномальности в кровле пренебрегают, и пластовые давления определяют либо по формуле (1.1), либо через градиент давления qпл, если известно давление для одной из глубин в пределах рассматриваемого интервала бурения.
На линии пластовых давлений выделяются горизонтальные площадки, что свидетельствует о скачкообразном изменении пластового давления при достижении определенных глубин. Если подходить формально, то получается, что в одной точке пласта существуют два давления, что абсурдно. Все дело в том, что в реалии переход от одного давления к другому происходит не сразу, а на некотором, относительно коротком (в несколько метров) интервале. Вследствие малости интервала переход на новое давление показывают в виде ступенек.
Существует еще один способ оценки пластового давления и его изменения, суть которого сводится к определению эквивалентной плотности жидкости, которая, находясь (условно) в скважине от рассматриваемой точки пласта на глубине Li до устья, создает гидростатическое давление, численно равное пластовому на данной глубине:
rэкв = рпл.i /(Lig) (1.5)
Понятие "эквивалентная плотность" применяется не только к пластовому давлению, но используется и для описания всех других давлений, представленных в ТПД: гидростатического, давления гидроразрыва и горного. Вычисляются они по формуле (1.5) с заменой числителя на значения соответствующих давлений.
А теперь сравним размерности и величины параметров ka , qпл , rэкв , которые служат исключительно для оценки уровня давлений и их изменения с глубиной скважины.
Из формулы (1.1) следует, что коэффициент ka - величина безразмерная. Он призван показать, во сколько раз пластовое давление превышает давление столба воды на той же глубине в предположении, что скважина полностью ею заполнена (условно, конечно). Нередко величина ka превышает 1,8, что требует применения утяжеленных растворов соответствующей плотности.
Предположим, что в кровле пласта на глубине 2000 м пластовое давление оказалось равным 21,6 МПа, а в подошве, на глубине 2500 м – 27 МПа.
Тогда:
- коэффициент аномальности ka = 21,6*106/ (1000*9,81*2000)=1,1 (на глубине 2000 м),
- коэффициент аномальности ka = 27*106/ (1000*9,81*2500)=1,1 (на глубине 2500 м),
- градиент пластового давления в интервале 2000-2500 м:
qпл = (27-21,6)/ (2500-2000) = 0,0108 МПа/м,
- эквивалентная плотность по пластовому давлению на глубине 2500 м:
rэкв = 27*106/ (9,81*2500) = 1100 кг/м3.
По величинам kaиrэкв можно заключить, что пластовые давления в указанном интервале на 10 % превышают давление воды с плотностью 1000 кг/м 3.
Обобщим изложенное:
Приближенный, но весьма распространенный метод прогнозирования пластового давления, предполагает использование формулы (1.1).
Более строгий метод расчета пластового давления предусматривает точное знание давления на одной из глубин в пределах пласта (интервала бурения), например, прямым измерением глубинными манометрами, и расчет давления для других глубин с использованием величины градиента давления(По определению пластовое давление – фактор природный, и его величина в принципе не может зависеть от человека. Однако бывает пластовое давление "рукотворным". Например, в результате добычи нефти имеет место уменьшение давления в продуктивных пластах. При закачке в пласт жидкости или газа для восстановления пластовой энергии оно, наоборот, увеличивается и может превысить первоначальное давление. ).
Изменение пластового давления в зависимости от глубины можно отобразить с помощью графика "глубина - эквивалентная плотность".
petrolibrary.ru
Происхождение аномально высокого давления
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Уровень земли
Уровень моря или воды
Покрышка
vk.com/club152685050КОНТРОЛЬ ДАВЛЕНИЯ| vk.com/id446425943В СКВАЖИНЕ
Аномально высокое
давление
Высокие пластовые давления возникают в зонах, поровое давление в которых выше нормального гидростатического давления порового флюида.
vk.com/club152685050КОНТРОЛЬ ДАВЛЕНИЯ| vk.com/id446425943В СКВАЖИНЕ
Аномально высокое
давление
Аномально высокое давление – результат физического или химического воздействие внутри земли.
Для возникновения аномального давления определенная зона должна быть изолирована сверху, с боков, либо снизу.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Прогнозирование аномально высокого давления.
Газоносные песчаники.
Повышенные давления могут возникать в неглубоко залегающих песках, если их заполняют находящиеся под давлением флюиды, поступая из нижележащих пород.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Прогнозирование аномально высокого давления.
Биохимические процессы. Появление зон с аномально высоким давлением может быть вызвано химическими процессами. Простейший пример, который можно привести в этой связи – это образование метана или болотного газа.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Прогнозирование аномально высокого давления.
Сульфатная вода.
При переходе гипса (CaSO4•2h3O) в ангидрит (CaSO4) с увеличением глубины, что, естественно вызывает рост давления и температуры, вода вытесняется, и возникают зоны с аномально высоким давлением.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Прогнозирование аномально высокого давления.
Превращение находящегося в контакте с водой ангидрита в гипс, обусловленное физико-химическими связями, может привести почти к 40% -ному увеличению объема (ангидритовой породы).
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Прогнозирование аномально высокого давления.
1. Увеличение скорости бурения в глинах.
2. Изменение формы выбуренного шлама.
3. Увеличение крутящего момента и затяжек.
4.Резкое уменьшение d-экспоненты.
5. Уменьшение объемной плотности бурящихся глин.
6. Увеличение температуры раствора на выходе.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Прогнозирование аномально высокого давления.
D-Экспонента.
Десятичный логарифм от совокупности параметров бурения (нагрузка на долото, обороты ротора, скорость проходки, диаметр долота и.т.), рассчитываемый в процессе бурения и наносимый на график бурения скважины по глубине.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Прогнозирование аномально высокого давления.
Пористость
Снижение пористости
Глубина
studfile.net
Поровое давление - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Поровое давление
Cтраница 1
Поровое давление оказалось намного выше гидростатического уровня, что означает его изоляцию от окружающего водного бассейна. Однако Тенгиз может иметь глубинные трещинные корни, поскольку расчетами была найдена зона аномально низкого литостатического давления вплоть до 18 км ниже свободной поверхности. [1]
Поровое давление создается во внутренней камере и изменяется другим прессом. [2]
Поровое давление оказывает значительное влияние на ре-со ологию осадков. Оно обусловливает характер деформаций в Ф субдукционной зоне и оказывает большое влияние на эволюцию 14 субдуцирующего комплекса. Высокое поровое давление в суб-дуцируемых осадках может оказаться причиной образования зазора между двумя конвергентными плитами, что способно повлиять на сейсмичность и вулканизм этой зоны. [3]
Поровое давление считается нормальным, если соответствует гидростатическому давлению столба соленой воды плотностью 1030 - 1070 кг / м3 на глубине залегания пласта. [4]
Поровое давление необходимо оценивать с учетом: геостатического давления горных пород, определяемого по вертикальной проекции ствола скважины ( Нв, Нвэ), а не глубине по каротажной диаграмме. Неучет искривления ствола скважины ведет к завышению рассчитываемого давления. Погрешность на глубинах 5 - 7км: может достигать 2 - 3 МПа, а в некоторых случаях и более. [5]
Поровые давления в аномальной зоне рассчитываются методом эквивалентных глубин [3], а в зоне нормального уплотнения - по заданному градиенту изменения давлений флюидов в исследуемой толще. [6]
Поровое давление оказалось намного выше гидростатического уровня, что означает его изоляцию от окружающего водного бассейна. Однако Тенгиз может иметь глубинные трещинные корни, поскольку расчетами была найдена зона аномально низкого литостатического давления вплоть до 18 км ниже свободной поверхности. [7]
Поровое давление рп поднимается до желаемого значения волюмометром. Осевое дополнительное ( дифференциальное) напряжение передается гидравлическим или винтовым прессом через поршень, который входит в верхнюю часть камеры. Изменение свободного объема порового пространства регулируется движением поршня в камере волюмометра, предназначенного для поддержания постоянного порового давления во время деформации образца. [9]
Если поровое давление превышает забойное, то при различных остановках бурения, например при наращивании труб, наблюдается некоторое увеличение количества газа, поступающего в ствол скважины. Таким образом, увеличение содержания газа в забойных пачках, вымываемых после наращивания труб, является признаком аномального увеличения перового давления и отсутствия баланса давлений на забое. [10]
Чем ближе поровое давление ( выдерживаемое постоянным в ходе указываемых опытов) к давлению бокового обжима, тем ближе характер разрушения к хрупкому ( отмечается сброс усилий на, машине нагружения), а чем больше различаются поровое давление и давление бокового обжима, тем разрушение ближе к пластическому течению. [12]
Датчики порового давления устанавливались ниже башмака обсадных колонн вспомогательных скважин данного назначения в частично зацементированной части ствола. [13]
Определение поровых давлений по геофизическим данным име - iT ряд недостатков. Главный недостаток его в том, что данные еофизических исследований могут быть получены только после разбуривания некоторого интервала разреза, обыкновенно под очередную спускаемую колонну. Это обстоятельство уже само по: ебе исключает возможность оперативного контроля при бурении. Кроме того, сами расчеты более громоздки и сложны. [14]
www.ngpedia.ru
Аномальное пластовое давление | FluidsPro
Аномальные давления бывают вызваны геологическими процессами, происходящими в определенной геологической зоне; они обусловлены как физическими, так и химическими изменениями в породах. Низкие пластовые давления могут отрицательно сказаться на процессе бурения; аномально высокие давления, встречающиеся достаточно часто, приводят к серьезным осложнениям при бурении. Возникновение аномально высоких давлений всегда связано с тем, что отдельная зона внутри толщи пород закупоривается или изолируется от остальных пород.
Изолированные зоны представляют собой непроницаемые пропластки или пограничные структуры, препятствующие снижению давления за счет миграции жидкостей и газов в верхние слои, и, следовательно, на поверхность. Эти изолированные зоны могут быть представлены различными породами — плотными глинистыми сланцами, известняковыми глинами, консолидированными известняками, сцементированным известковым песчаником, затвердевшим вулканическим пеплом (туфом), ангидридом и/или др.
Важно понимать основы процесса осадконакопления, в результате которого образуются нефтеносные коллекторы. Формирование осадочных бассейнов происходит в результате переноса обломков пород (булыжника, гравия, песка и ила) с поверхности суши/ континентального массива в океан. Вода и ветер являются «средствами транспортировки». Бассейны осадконакопления заполняются следующим образом:
1) в результате эрозии обломочных материалов в источнике сноса;
2) путем переноса в бассейн преимущественно водой;
3) в результате осадконакопления в седиментационном бассейне.
Размер зерен, составляющих осадочные отложения, зависит от скорости потока воды в месте осадконакопления. Пески осаждаются в руслах рек и ручьев и вдоль пляжей, где поток воды отделяет частицы глин и ила от частиц песка. Глины и ил осаждаются на участках с более спокойным течением, в заливах или на удалении от берега. Большинство отложений, составляющих осадочные бассейны, состоят из глин и ила. С течением времени русла рек и ручьев перемещаются и часто образуют песчаные пласты, покрывающие большую территорию. Осадочный бассейн заполняется песком, обычно проницаемым, и глинистыми породами, относительно непроницаемыми. Многие бассейны состоят из перемежающихся слоев песка и глинистых пород (см. Рис 2).
Рис. 2. Процесс переноса и перемежающиеся слои песка и глинисты х пород.
Низкое пластовое давление
Низкие пластовые давления встречаются в зонах, где поровое давление ниже нормального гидростатического давления. В этих зонах при использовании во время бурения промывочных жидкостей, создающих нормальное гидростатическое давление, могут произойти интенсивные поглощения. Условия формирования низких пластовых давлений часто возникают в результате того, что высота устья скважины намного превышает уровень грунтовых вод или уровень моря. Наиболее типичным примером является бурение в холмистой или гористой местности. Другой пример — засушливые площади Техаса, где уровень грунтовых вод может находиться на глубине более 1000 футов (305 м). В этом случае гидростатическое давление бурового раствора превышает поровое давление в неглубоко залегающих пластах. Буровые растворы при этом проникают в проницаемые пласты, в результате чего происходит поглощение (см. Рис 3).
Рис. 3. Аномально низкое пластовое давление
Аномально низкие давления встречаются также в истощенных песчаниках. Это песчаные пласты, первоначальное давление в которых снижено в результате эксплуатации. Истощенные песчаники чаще всего встречаются в продуктивных коллекторах, такое явление характерно для так называемых «зрелых» (старых) нефтяных и газовых месторождений.
Высокие пластовые давления
Высокие пластовые давления возникают в зонах, поровое давление в которых выше нормального гидростатического давления порового флюида. Величина развивающегося аномально высокого давления зависит от структуры и геологических условий осадконакопления. Обычно за верхний предел АВПД принимают градиент гидроразрыва или минимальное горизонтальное напряжение, равнозначное горному давлению.
Аномально высокие пластовые давления возникают в результате физических и/или химических процессов. Сложные химические реакции, происходящие под воздействием давлений и температур, встречающихся на большой глубине, могут привести к АВПД. Основными факторами, от которых зависит величина АВПД, является относительная толщина и другие свойства изолированного участка, в котором возникают повышенные давления. Наиболее высокие давления развиваются в массивных пластах, содержащих такие участки. Однако ни один из таких слоев не может быть полностью непроницаемым. Повышенные пластовые давления в ходе геологического развития постепенно снижаются до нормального уровня; это происходит в результате трещино-, сбросообразования и миграции флюидов.
Горные давления возникают в результате ряда условий:
Разуплотнение: Наиболее вероятный сценарий — прочная покрышка запечатывает пласт, создавая ловушку для поровой жидкости, в результате чего порода не уплотняется достаточно прочно (за счет роста горного давления с увеличением глубины), как в обычных условиях. При отсутствии контакта «зерно к зерну», горное давление частично компенсируется поровым давлением, что и обуславливает наличие АВПД (см. Рис.4).
Рис. 4. Типичный профиль АВПД
Подъем: Одной из причин возникновения аномально высокого давления является перемещения пластов с подъемом. В этом случае происходит физический перенос пласта, находящегося под высоким давлением, с большей глубины на меньшую. Когда зона с изначально нормальным давлением, находящаяся на большой глубине, перемещается под воздействием тектонических сил на более высокую отметку, и при этом пропласток, изолированный внутри породы, остается нетронутым, градиент образовавшегося пластового давления будет аномально высоким для данной глубины.
Рассмотрим пример: пористый песчаник с высоким содержанием воды залегает на исходной глубине 10000 футов (3048 м), выше находится непроницаемый пропласток глинистой породы. Нормальное давление в данной зоне ~ 4650 фунтов/кв.дюйм (0,465 фунта/кв.дюйм /фут). В ре
fluidspro.ru
15. Пластовое давление и давление гидроразрыва. Совмещенный график давлений. Выбор бурового раствора.
Давление поглощения или гидроразрыва – давление на стенку скважины, при котором возникает поглощение в пласт всех фаз промывочной жидкости – Pгр.
Пластовое давление– давление флюида в открытых порах (трещинах) пород – Pпл.
Поровое давление– давление флюида в закрытых порах (трещинах) пород – Pпор
Выбор плотности бурового раствора
Правилами безопасности ведения буровых работ предусмотрено выбирать плотность промывочной жидкости таким образом, чтобы обеспечить превышение гидростатического давления в скважине над пластовым (поровым) на величину не более:
10 % от пластового для скважин глубиной до 1200 м и репрессии не более 1,5 МПа;
5 % от пластового для скважин глубиной свыше 1200 м и репрессии не более 3,0 МПа.
16. Буровые промывочные жидкости. Основные функции и свойства.
При вращательном способе бурения в скважине постоянно циркулирует поток промывочной жидкости – бурового раствора, который удаляет частички разрушенной горной породы (шлама) из призабойной зоны, охлаждает долото, промывает ствол скважины, выносит шлам на поверхность и обеспечивает эффективность всего процесса углубления.
Функции промывочной жидкости:
Удаление шлама из призабойной зоны скважины и вынос его на поверхность
Регулирование давления в скважине
Поддержание шлама во взвешенном состоянии
Образование глинистой корки
Сохранение устойчивости стенки скважины
Качественное цементирование обсадных колонн
Смазка и охлаждение долота и ГЗД (гидравлический забойный двигатель)
Передача гидравлической мощности долоту и ГЗД
Передача информации от забойных телеметрических систем
Предупреждение коррозии обсадных колонн
Минимальное загрязнение продуктивных коллекторов
Экология и охрана здоровья
Свойства промывочной жидкости:
Плотность – масса единицы объема жидкости, кг/м3 (г/см3), характеризует гидростатическое давление столба жидкости в скважине и определяет гидравлические потери при циркуляции.
Реологические свойства – характеризуют подвижность (текучесть) жидкости под действием приложенной нагрузки: условная вязкость, УВ, с; динамическое напряжение сдвига; структурная вязкость.
Тиксотропные свойства – характеризуют способность жидкости структурироваться в покое и вновь становиться подвижной при перемешивании: статическое напряжение сдвига, СНС.
Фильтрационные свойства – характеризуют способность жидкости проникать в породы, слагающие стенку скважины, через фильтрационную корку: фильтроотдача; толщина корки.
Водородный показательpH – характеризует качество жидкости.
Электрические свойства - характеризуют способность жидкости препятствовать прохождению электрического тока.
Седиментационная устойчивость - характеризует отстой жидкости после пребывания в покое.
Термостабильность - характеризует способность жидкости не изменять свойства после нагрева.
Газосодержание – характеризует содержание газовых примесей в жидкости.
Содержание твердой фазы – характеризует содержание сухого остатка.
Требования к буровым растворам:
Жидкая основа буровых растворов должна быть маловязкой и иметь низкое поверхностное натяжение на границе с горными породами,
В твердой фазе бурового раствора концентрация глинистых частиц должна быть минимальной, а средневзвешенная по объему плотность твердой фазы максимальной.
Буровые растворы должны быть недиспергирующимися под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах. Они должны обладать стабильными показателями технологических свойств.
Буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым горным породам, не вызывать их диспергирование. ( Диспергирование — тонкое измельчение твердых, жидких тел в какой-либо среде, в результате чего получают порошки, суспензии, эмульсии. Диспергирование применяют для получения коллоидных и вообще дисперсных систем.)
Буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях.
Желательно, чтобы буровые растворы содержали достаточное количество смазывающих добавок.
Состав промывочной жидкости:
Промывочная жидкость состоит из:
дисперсионной среды, жидкой, газообразной или газожидкостной;
дисперсной фазы, равномерно распределенной в дисперсионной среде;
химических реагентов, растворенных в дисперсионной среде для регулирования свойств бурового раствора.
Классификация буровых промывочных жидкостей:
- промывочные жидкости на водной основе:
- промывочные жидкости на углеводородной основе:
- промывочные жидкости на основе эмульсий:
- промывочные аэрированные жидкости:
- пены.
- газообразные промывочные агенты: - воздух; - природный газ; - отработанный газ ДВС.
studfile.net
Поровое давление и консолидация грунтов
Обычно в грунте выделяют три основные составляющие фазы: твердые составляющие, вода и воздух. Когда в грунте присутствуют все три фазы, то считается, что грунт трехфазный; если грунт состоит из твердой фазы и воды, то грунт - двухфазный; если в грунте вода отсутствует, то грунт однофазный.
Совокупность физических уравнений, описывающих состояние грунта, т.е. уравнения, связывающие между собой напряжения, деформации и прочность грунта, называют уравнениями состояния или физической моделью грунта. В зависимости от количества присутствующих в грунте фаз, модели грунта бывают однофазные, двухфазные и трехфазные. Каждая фаза (твердая, жидкая и газообразная) обладает своими специфическими физическими уравнениями, общее уравнение состояния должно, с одной стороны, описывать эти свойства, а с другой - отражать взаимодействие этих фаз между собой. Создать такую обобщенную модель грунта еще предстоит. Существующие модели грунта упрощенны.
Наибольшего распространения применительно к плотинам из: грунтовых материалов получила так называемая модель фильтрационной консолидации, разработанная в СССР В. А. Флориным. Основы этой теории заложил К. Терцаги.
Сущность теории консолидации заключается в распределений действующей на грунт нагрузки между твердой и жидкой фазами. Важность этой задачи трудно переоценить, так как только та часть нагрузки, которая передается на твердую фазу, создает внутреннее трение в грунте. Действующее в рассматриваемой точке среднее нормальное напряжение (часто называемое тотальным) распределяется на две составляющие: среднее нормальное напряжение, действующее в скелете грунта, называемое эффективным; среднее нормальное напряжение, которое воспринимает вода, - нейтральное, т. е.
. (14.12)
Поскольку модуль объемного сжатия воды во много раз выше модуля объемного сжатия совокупности частиц твердой фазы, то обычно принимают, что вода несжимаема. Тогда, в случае двухфазной модели грунта, при приложении нагрузки к грунту в начальный момент (t = 0, где t - время), и , затем под действием появившегося избыточного давления в порах грунта (по отношению к атмосферному давлению) начнется процесс неустановившейся фильтрации воды из пор грунта, давление воды в порах начнет падать и неуравновешенная часть давления будет передаваться на твердую фазу грунта - появится . Грунт начнет деформироваться, уменьшая свой объем. Одновременно с деформированием твердая фаза грунта начнет накапливать прочность за счет появления нормальных сил в контактах соприкасающихся частиц и появления в этих контактах трения. Спустя какое-то время зависящее от коэффициента фильтрации грунта поровое давление снизится до величины атмосферного давления (математически при ). В этот момент и . В этот же момент грунт достигает максимальной прочности, так как с учетом порового давления закон Кулона записывают в виде
. (14.13)
В случае трехфазного грунта в момент времени t = 0 , так как за счет сжатия воздуха не вся нагрузка передается на воду- часть нагрузки сразу будет восприниматься скелетом грунта (твердой фазой). Таким образом следует, что с уменьшением коэффициента водонасыщения условия работы грунта улучшаются.
Наличие воды в порах любого грунта создает потенциальные возможности к образованию порового давления, но время его существования будет различными зависимости от проницаемости грунта. На практике при рассмотрении работы сооружения под действием статических сил поровое давление имеет смысл определять только в глинистых грунтах (супесь, суглинок, глина). В песчаных и более крупнозернистых грунтах его не определяют, так как оно быстро уменьшается (рассеивается) за счет высокой водопроницаемости этих грунтов.
hydrotechnics.ru
Глубоководное бурение | FluidsPro
Разведка и разработка глубоководных месторождений является перспективным направлением для большого количества морских нефтепромыслов по всему миру. В общем случае, глубоководное бурение характеризуется повышенной степенью сложности по сравнению с обычным бурением и требует решения многочисленных задач. Текущий интерес к проблемам бурения и эксплуатации глубоководных скважин обусловлен технологическими достижениями последних лет — глобальная тенденция заключается в ведении работ на всё больших глубинах моря. Одним из ключевых факторов успеха работ по глубоководному бурению является выбор и применение правильной буровой промывочной жидкости.
Применительно к бурению и эксплуатации скважин, термин «глубоководный» может иметь различные значения. В контексте данной главы этим термином обозначаются скважины, пробуренные при глубине моря более 1500 футов (457 м). Такие скважины характеризуются необходимостью использования плавучих буровых средств (полупогружных буровых установок ППБУ или буровых судов БС) с динамической системой стабилизации или якорной системой удержания над устьем скважины, подводного устьевого оборудования и протяженных водоотделяющих колонн (см. Рис.1). Проводка скважин осуществляется через более «молодые» породы, отличающиеся меньшим соотношением градиента гидроразрыва к поровому давлению, требующие спуска большего количества обсадных колонн и обуславливающие высокие производственные расходы. Ввиду значительности суточных производственных расходов критическое значение приобретает правильный выбор буровой промывочной жидкости. Использование дорогостоящей промывочной жидкости оправдывает себя в случае повышения эффективности буровых работ, поскольку в конечном итоге приводит к снижению расходов.
Многие вопросы, рассматриваемые в данной главе, относятся к любой скважине, для строительства которой требуется буровая установка с подводным устьевым оборудованием и водоотделяющей колонной. Сложность бурения, заканчивания и эксплуатации скважин такого типа требует тщательного подхода к составлению регламента на промывочные жидкости. При составлении регламента на ПЖ необходимо учитывать следующее:
• Возможность образования газогидратных пробок.
• Геологический разрез / присутствие химически активных пород.
• Поровое давление и низкие градиенты гидроразрыва.
• Объем водоотделяющих колонн / конструкция скважин с обсадными колоннами большого диаметра / вопросы материальнотехнического обеспечения.
• Потеря циркуляции.
• Низкая температура в желобных линиях.
• Необходимость очистки скважины от шлама.
• Управление скважиной.
• Высокие суточные производственные расходы. Выбор и применение правильной буровой промывочной жидкости требует поиска компромиссных решений по каждому из этих вопросов в отношении их влияния на весь проект строительства глубоководной скважины. Хотя с необходимостью решения всех вышеперечисленных вопросов приходится сталкиваться не на каждой глубоководной скважине, по большей части они присутствуют в любом случае. Ниже в данной главе каждый из этих вопросов рассматривается более подробно.
Общие сведения
Перед тем, как приступить к рассмотрению проблем глубоководного бурения, необходимо дать определенное представление о буровых установках и оборудовании, используемом для строительства таких скважин. Как сказано выше, основными типами буровых установок, применяемыми для глубоководного бурения, являются ППБУ и буровые суда. Буровые суда способны работать при глубине моря от нескольких сотен футов до 10000 футов (3048 м) и более. Буровые суда обычно используются для строительства скважин на наибольших глубинах и на самых отдаленных участках акватории. После бурения успешных поисково-разведочных скважин для последующей разработки и эксплуатации месторождения применяют специально сконструированные стационарные или плавучие платформы и буровые установки. В общем случае, возможность применения ППБУ ограничивается глубинами моря не более 6500 футов (1981 м). У ППБУ и буровых судов есть одна общая характеристика: они являются плавучими буровыми платформами, перемещающимися в вертикальном направлении под воздействием волн и приливно-отливных течений. Такие буровые установки оснащаются компенсаторами вертикального перемещения, компенсирующими воздействие качки и обеспечивающими поддержание постоянной нагрузки на долото и натяжения водоотделяющей колонны. Превенторное противовыбросовое оборудование (ПВО) размещается на дне моря и соединяется с буровой установкой посредством водоотделяющей колонны (морского стояка). Морской стояк — это система труб, посредством которой система циркуляции бурового раствора в скважине соединяется с расположенной на поверхности моря буровой установкой. Кроме того, система морского стояка включает в себя резервные линии глушения и дросселирования, а также специальную линию циркуляции бурового раствора для увеличения скорости восходящего потока в водоотделяющих колоннах большого диаметра с целью повышения качества очистки ствола скважины от шлама.
На малых и средних глубинах буровые установки удерживаются якорями, закрепляемыми в морском дне. На больших глубинах для удержания буровой установки на точке бурения без применения якорных оттяжек и якорей используется система динамической стабилизации гребных винтов и подруливающих устройств. Системы динамической стабилизации, иногда называемой динамическим позиционированием, обычно устанавливаются на буровые суда и на сверхглубоководные ППБУ.
Как правило, позиционирование буровой установки и соединение водоотделяющей колонны с подводной превенторной сборкой выполняется при помощи акустического сигнала, гидролокатора и видеокамеры, спускаемой на дистанционно управляемом подводном манипуляторе. Морской стояк, во избежание его продольной деформации под действием гидростатического давления воды и собственного веса стояка, должен поддерживаться буровой установкой аналогично тому, как бурильная колонна спускается в напряженном состоянии для предотвращения смятия. Поэтому, пока стояк присоединен, необходимо обеспечить его натяжение. С целью повышения плавучести стояка и снижения нагрузки на буровую установку, на морской стояк часто наносят пенную «рубашку». В верхней части стояка устанавливается телескопическое соединение труб для компенсации качки, а угловое перемещение компенсируется за счет применения верхнего и нижнего шаровых шарнирных соединений.
Конструкция подводного блока ПВО обеспечивает двухкратное дублирование систем; блок может оставаться на своем месте на дне моря даже в случае отсоединения и подъема водоотделяющей колонны. Большинство стояков оснащаются не менее чем четырьмя линиями глушения и дросселирования, которые могут быть задействованы в случае необходимости. В дополнение к линиям глушения и дросселирования и подводным превенторным блокам, плавучие буровые установки оборудуются отводящими системами (диверторами). Диверторные системы используются в случае ликвидации проявлений из придонных отложений и неконтролируемых ситуаций. Они используются для отведения потока флюидов от основной части буровой установки.
В случае проявлений из придонных отложений, значение градиента гидроразрыва является слишком низким для отмечаемого затрубного давления в закрытой скважине, что может привести к подземному выбросу. Отводящие системы обеспечивают возможность подъема потока газа и жидкости по стволу скважины и его отведения в безопасное место через систему трубопроводов на поверхности. Диверторные системы в высокой степени подвержены эрозии под воздействием песка и быстрому размыванию.
Системы буровых растворов
При глубоководном бурении может использоваться (и используется) множество различных систем буровых растворов от простых лигносульфонатных систем на основе морской воды до экологически безопасных высокопроизводительных синтетических промывочных жидкостей. Гораздо чаще других растворов на водной основе применяются растворы с 20% содержанием соли и с частично гидролизованным полиакриламидом (ЧГПАА) типа системы PolyPlus*. Все более широкое распространение при глубоководном бурении получают низковязкие синтетические промывочные жидкости типа системы Novaplus*. Синтетические растворы приобрели популярность благодаря повышению производительности бурения и устойчивости стенок ствола скважины по сравнению с растворами на водной основе. В растворах на дизельной, углеводородной и синтетической основах отлично растворяются природный газ, CO2 и h3S. При строительстве любой глубоководной скважины необходимо учитывать растворимость газов и их влияние на обнаружение ГНВП и управление скважиной. Синтетические растворы являются дорогостоящими и не рекомендуются для применения в районах, где существует высокая вероятность поглощений раствора. Как указано выше, выбор подходящей буровой промывочной жидкости и правильный подбор ее рецептуры должен осуществляться с учетом всех наиболее важных для конкретного проекта глубоководного бурения факторов, а также замечаний и пожеланий заказчика. По мере усовершенствования технологий будут разрабатываться новые системы буровых промывочных жидкостей, превосходящие существующие ныне системы растворов для глубоководного бурения. Более частные вопросы по буровым растворам рассмотрены ниже в рамках других тем, относящихся к глубоководному бурению.
Газогидраты
Присутствие газогидратов значительно осложняет работу компаний, осуществляющих строительство глубоководных скважин. Газогидраты — это ледообразная смесь газа и воды. При атмосферном давлении пресная вода замерзает при температуре 32°F (0°C). При высоком давлении образование газогидратов происходит при умеренных температурах, даже при комнатной. Природные газогидраты встречаются в зоне ММП и в глубоководных придонных залежах, обычно на глубинах более 800 футов (244 м). Природные газогидраты в Мексиканском заливе отмечаются на глубинах от 1750 футов (533 м) при температуре 45°F (7,2°C). В одном кубическом футе газогидрата может содержаться до 170 кубических футов (4,8 м3) природного газа. Природные газогидраты могут вызывать осложнения в управлении скважиной при их разбуривании, однако образование газогидратных пробок в буровой промывочной жидкости представляет собой более серьезную проблему, возникающую при бурении глубоководных скважин.
Образование газогидратов в слабоминерализованных буровых растворах возможно при давлении от 480 фунтов/кв. дюйм (33 бар) и температуре от 45°F (7,2°C), т.е. при условиях, обычных для ликвидации проявлений в глубоководных скважинах. При ликвидации ГНВП газогидратные пробки могут образовываться в водоотделяющих колоннах, в превенторных линиях, в линиях глушения и дросселирования, и способны помешать эффективному управлению скважиной. Хотя зарегистрированных случаев осложнений, связанных с газогидратами, немного, всегда присутствует риск потери управления работой превенторного оборудования. По этой причине рецептура любой системы промывочной жидкости для глубоководного бурения должна предотвращать формирование газогидратных пробок.
Общепринятым методом борьбы с образованием газогидратов является повышение минерализации бурового раствора на водной основе. С целью ингибирования газогидратов в типичный раствор на водной основе для глубоководного бурения добавляется 20% (по весу) соли. Повышение минерализации бурового раствора на водной основе приводит к снижению температуры образования газогидратов при определенном давлении. Необходимое количество соли зависит от гидростатического давления в закрытой скважине и от температуры на уровне дна моря. Двадцатипроцентного содержания соли в буровом растворе недостаточно для бурения на сверхбольших глубинах и для глубоководного бурения в арктических условиях. При повышенном давлении и пониженной температуре для эффективного ингибирования газогидратов рекомендуется сочетать добавление соли с глицерином или водорастворимым гликолем. Компанией M-I SWACO* выявлен целый ряд факторов, влияющих на формирование газогидратов. Отдел технологических услуг нашей компании может оказать содействие в подборе соответствующей рецептуры для ингибирования газогидратов в конкретной скважине.
Растворы на дизельной, углеводородной и синтетической основах отличаются превосходными характеристиками ингибирования газогидратов благодаря ограниченному содержанию воды в таких растворах и тому факту, что в водной фазе обычно находится хлористый кальций в высокой концентрации (более 25% по весу). В растворах на дизельной, углеводородной и синтетической основах отлично растворяются природный газ, CO2 и h3S. Фактически, такой характер растворимости увеличивает область контакта с фазой эмульгированного соляного раствора и обуславливал бы ускоренное формирование газогидратов, если бы не высокая степень минерализации. При строительстве любой глубоководной скважины необходимо учитывать растворимость газов и их влияние на обнаружение ГНВП и управление скважиной. Эти типы растворов отлично подходят для глубоководного бурения, поскольку они также предотвращают набухание глин и обладают превосходными смазочными свойствами. Такие растворы являются дорогостоящими и не рекомендуются для применения в районах, где существует высокая вероятность поглощений.
Геологический разрез / Присутствие химически активных пород
Геологический разрез при глубоководном бурении отличается от того, с которым приходится сталкиваться при бурении на земле или на мелководье. Породы, например, являются относительно «молодыми» и отличаются высокой химической активностью. Не отмечается изменения и дегидратации глины и алевритов под воздействием высоких температур и давлений. Песчаники часто несцементированы и неуплотнены. Глинистые отложения верхней части разреза (известные под названием «гумбо» — темная пластичная глина) отличаются повышенной мягкостью и липкостью. Выбуренные частицы этих пород могут вызывать закупоривание ствола скважины и желобных линий, сальникообразование на долоте и на КНБК, а также снижение скорости проходки. Процессы, вызывающие эти осложнения, являются как механическими (образование желобов под действием стабилизаторов), так и химическими (гидратация). Кроме того, в «молодых» глинах содержатся большие объемы воды, вследствие чего они отличаются повышенной липкостью независимо от степени ингибирования. При бурении глубоководных скважин необходимо решать проблему набухания и дисперсии сланцев. Для глубоководного бурения применялись растворы на синтетической, дизельной, углеводородной основах, с ЧГПАА, с повышенным содержанием хлоридов, а также лигносульфонатные растворы. Буровые растворы на синтетической и углеводородной основах обеспечивают превосходное ингибирование, фактически полностью снимают проблемы, связанные с налипанием высоковязких глин (благодаря смачиванию липких поверхностей нефтью), отличаются хорошими смазывающими свойствами и ингибированием газогидратов. Растворы на водной основе требуют применения добавок для повышения производительности буровых работ, минимизации осложнений, связанных с налипанием мягких, липких, высоковязких глин «гумбо», и для ингибирования газогидратов. При этом, буровые растворы на водной основе отличаются меньшей стоимостью и рекомендуются для применения в случае ожидаемых низких градиентов давления гидроразрыва и поглощений.
Поровое давление и низкие градиенты гидроразрыва
При глубоководном бурении приходится решать задачи, связанные с тем, что на малых глубинах значения порового пластового давления и градиента давления гидроразрыва чрезвычайно близки. В глубоководных скважинах градиент давления гидроразрыва и эквивалентное поровое давление снижаются по мере увеличения глубины моря. На больших глубинах моря (около ±10000 футов [3048 м]) низкий градиент давления гидроразрыва (ввиду отсутствия покрывных отложений) и низкое эквивалентное поровое давление делают бурение нецелесообразным (даже на не
fluidspro.ru
