Угнетающее давление в бурении

Механизм влияния дифференциального давления на разрушение горных пород. Угнетающее давление

Механизм влияния дифференциального давления на разрушение горной породы рассмотрим на примере вдавливания штампа (рис. 4.47). Под действием силы F на штамп в горной породе формируется область предельного состояния (ядро всестороннего сжатия) породы, давление в котором передается на окружающую его породу.

Под действием увеличивающегося давления по мере роста силы F образуются трещины отрыва-сдвига. Процесс заканчивается хрупким сколом окружающей породы с образованием лунки. Нетрудно увидеть, что образованию трещины и сколу породы мешает разность давление

р_с – р_т = р _у,	(4.85)

где рс –давление промывочной жидкости на забой скважины; рт – давлениефлюида в трещине; ру – угнетающее давление. Этот эффект получил название угнетения процесса разрушения породы, а отсюда произошло и название давления р_у.

В проницаемых горных породах под забоем формируется переходная зона до глубины hп, в которой давление постепенно изменяется от рс до рп. Если глубина зарождения трещины h_т > h_п, то действующее дифференциальное давление (рис. 4.48 б) совпадает с рассчитанным по формуле (4.84). Если hт < hп, то действующее дифференциальное давление (рис. 4.48 в) меньше рассчитанного по формуле (4.84). Если давление в скважине меньше, чем в пласте, то дифференциальное давление будет отрицательным (рис. 4.48 г).

Рис. 4.47. Схема разрушения горной породы под штампом при наличии давления в скважине

При образовании (раскрытии) трещины давление в ней снижается относительно давления переходной зоны, так как мгновенное заполнение трещины невозможно. Трещина заполняется как фильтратом промывочной жидкости, так и пластовым флюидом. При этом формируется угнетающее давление ру. Характер изменения давления при заполнении трещины показан пунктиром на рис. 4.48 в. Возможны три основных случая.

Рис. 4.48. Схемы формирования дифференциального и угнетающего давлений

1) В малопроницаемых горных породах заполнение трещин жидкостью слабое. Поэтому | ру| > | рд|, а в пределе ру = рс. То же имеет место, когда в скважине не фильтрующаяся через забой промывочная жидкость. В этом случае отрицательное влияние угнетающего давления наибольшее.

2) В высоко проницаемых породах заполнение трещины происходит быстро как за счет фильтрата промывочной жидкости, так и за счет пластового флюида. При этом возможно, что | р_у| < | р_д|, а в пределе возможно р_у → 0 В этом случае отрицательное влияние угнетающего давления будет незначительным.

3) В случае | р_п| > | р_с| будет иметь место отрицательное дифференциальное давление, и, как следует из рис. 4.47, угнетающее давление будет способствовать разрушению горной породы , т.е. его влияние будет положительным. Такая ситуация возможна, например, при продувке скважин воздухом.

Точных методик расчета ру нет, а потому в качестве основных аргументов принимаются для проницаемого забоя величина дифференциального давления, а для непроницаемого забоя – величина давления промывочной жидкости на забой скважины.

Исследования Б. В. Байдюка показали, что с увеличением дифференциального давления имеет место уменьшение угла γс естественного скалывания горной породы при вдавливании инденторов (см. рис. 4.47). Это приводит к уменьшению объема разрушенной породы при каждом вдавливании и, следовательно, к увеличению энергоемкости разрушения горной породы.

Давление рс промывочной жидкости на забой во время бурения складываются из статического давления и гидравлического сопротивления движению жидкости от забоя к устью скважины. Последнее существенно зависит от вязкости бурового раствора.

Таким образом, сопротивление и энергоемкость разрушения горных пород на забое скважины существенно увеличиваются с ростом таких показателей свойств промывочной жидкости, как плотность и вязкость, и со снижением показателя фильтрации.

Напряженное состояние.

studopedia.net

Влияние угнетающего давления

Заключительная стадия разрушения горной породы вдавливанием индентора связана с развитием магистральной трещины. В момент возникновения этой трещины давление в её полости равно нулю, т.е.

Р_пол = 0.

Это означает, что между давлением промывочной жидкости на забое скважины Р_з и давлением в полости магистральной трещины возникает перепад давления (Р_з- P_пол). Этот перепад давления

Р_у = Р_з- Р_пол

называется угнетающим давлением. Выбор данного названия связан с тем, что давление Р_у прижимает (угнетает) консоль к поверхности нераз-рушенной породы забоя и препятствует отлому консоли.

Угнетающее давление может достигать десятков МПа. По этой причине оно существенно затрудняет развитие разрушения породы. Снижение угнетающего давления связано с проникновением промывочной жидкости в полость магистральной трещины. Для заполнения полости магистральной трещины промывочной жидкостью и увеличения в ней давления необходим промежуток времени (t_з + t_у), где t_з - время заполнения полости трещины жидкостью, t_у - время восстановления давления в полости.

Для облегчения разрушения породы на забое необходимо, чтобы фильтрат промывочной жидкости обладал малой вязкостью и проникал в полость магистральной трещины с большей скоростью. В зависимости от времени контакта зуба долота с горной породой

τ_к = 60/(wz),

где w - частота вращения долота, z - число зубьев в венце шарошки, значения Р_пол и Р_убудут различными:

▪ если τ_к < (t_з +t_у), то Р_пол= 0 и угнетающее давление достигает максимальной величины

Р_у = Р_з= P_max.

В этом случае происходит сдерживание развития магистральной трещины;

▪ если время контакта больше времени заполнения фильтратом промывочной жидкости полости магистральной трещины, т.е. τ_к > (t_з + t_у), то Р_пол = Р_пл. В этом случае угнетающее давление достигает минимального значения

Р_у = Р_з - P_р= P_min

и способствует улучшению разрушения горной породы.

В общем случае будет справедливо следующее неравенство

(Р_з - P_р) £ Р_у£ Р_з,

т.е. в зависимости от условий разрушения проницаемых горных пород, угнетающее давление может измениться от дифференциального давления до давления, оказываемого промывочной жидкостью на забой скважины.

Исследования, проведенные во ВНИИБТ (Байдюк Б.В.) показали, что с увеличением угнетающего давления происходит уменьшение угла естественного скалывания горной породы при вдавливании индентора (угол между направлением выхода магистральной трещины на забой скважины и осью скважины). Это приводит к снижению объема разрушен-ной горной породы при каждом вдавливании инденторов и росту энергоемкости её разрушения.

При бурении скважин величина возникающего угнетающего давления регулируется не только изменением физических свойств промывочной жидкости (плотность, вязкость, показатель фильтрации), но и частотой вращения породоразрушающего инструмента.

Влияние параметров промывочной жидкости на изменение

Механической скорости бурения

Основные показатели свойств буровой промывочной жидкости (плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, содержание твердой фазы) взаимосвязаны. Например, с увеличением концентрации твердой фазы в промывочной жидкости возрастает ее плотность, но одновременно снижается показатель фильтрации; обработка промывочной жидкости полимером для уменьшения показателя фильтрации вызывает рост вязкости жидкости и т.п. Нет ни одного химического соединения, вводимого в промывочную жидкость, который бы избирательно изменял лишь один ее параметр. Лишь путем комбинации химических реагентов возможно избирательно регулировать любой показатель промывочной жидкости при фиксированых остальных. По этой причине рассмотрим коротко степень влияния каждого показателя на эффективность разрушения горных пород и механическую скорость бурения. Качественные зависимости механической скорости бурения от показателей свойств промывочной жидкости приведены на рис. 27.

Рис. 27. Зависимость механической скорости проходки от свойств промывочной жидкости: а – плотности, б – содержания твердой фазы, в – показателя фильтрации, г – условной вязкости

Влияние плотности

О влиянии плотности промывочной жидкости на разрушение горных пород при бурении скважины было уже сказано выше. К сказанному добавим, что наибольшее изменение механической скорости бурения происходит при изменении плотности промы-вочной жидкости (на водной основе) от 1,0 до 1,4 г/см³. В зависимости от глубины скважины и механических свойств разбуриваемых горных пород величина V_м при указанном изменении плотности уменьшается в 2,0 - 2,5 раза, проходка на долото снижается до 3,5 раз. Приведенные цифры, характеризующие изменения механической скорости бурения и проходки на долото отличает как роторный, так и турбинный способы бурения.

Увеличение плотности бурового раствора повышает его подъемную способность.

Поиск по сайту

poisk-ru.ru

Горных пород при бурении — Студопедия

ЛЕКЦИЯ 15

Влияние забойных условий на разрушение

горных пород при бурении

Влияние гидростатического давления

……………………………..

Влияние гидродинамического давления

Гидродинамическое давление жидкости на забой скважины P_з определяется суммарным действием гидростатического давления P_г= r_жgH и потерями давления в кольцевом пространстве DP_кп, возникающими при циркуляции промывочной жидкости в скважине:

P_з = r_жgH + DP_кп.

Давление P_з препятствует развитию магистральной трещины, т.к. прижимает консоль к забою. Разделив левую и правую части записанного выражения на величину gH , формуле можно придать иной вид:

r_экв = r_ж + DP_кп/gH.

Эта формула показывает, что увеличение гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве эквивалентно возрастанию плотности промывочной жидкости. Такое возрастание плотности может произойти с увеличением производительности циркуляции (интенсивности промывки). Особенно это заметно при переходе от ламинарного режима течения к турбулентному. Величина DP_кпможет измениться при этом на 2 МПа и даже более. Это давление мало по сравнению с величиной гидростатического давления столба промывочной жидкости, но оно может оказать решающее влияние на снижение механической скорости бурения, когда гидростатическое и пластовое давления близки по величине. Этого может оказаться достаточно для того, чтобы механическая скорость бурения уменьшилась на 50 – 100 %. Таким образом, плотность промывоч-ной жидкости не является единственным параметром, изменение которого может привести к существенному изменению гидростатического давления P_г и давления жидкости на забой P_з.

Имеющиеся данные однозначно свидетельствуют о том, что рост давления жидкости на забой приводит к уменьшению механической скорости бурения, если остальные условия сохраняются неизменными. Снижение гидростатического давления обеспечивается использованием аэрированных (газированных) жидкостей, воздуха, дискретным или плавным изменением плотности промывочной жидкости. Однако следует помнить, что достижение максимальной механической скорости бурения не является целью бурения. Наблюдающееся увеличение или уменьшение механи-ческой скорости бурения, происходящее при изменении плотности промывочной жидкости, чаще всего является сопутствующим результатом, главной же целью введения химреагентов в буровой раствор, изменяющих плотность раствора, является предупреждение аварий.

Влияние дифференциального давления

При разбуривании проницаемых горных пород необходимо учитывать влияние дифференциального давления Р_диф на разрушение

Р_диф = P_з - P_пл,

где P_з - давление жидкости на забой,

P_пл - пластовое (поровое) давление.

Формула показывает, что на процесс отламывания консоли влияет перепад давления между скважиной и пластом. Величина дифференци-ального давления на забое скважины определяется плотностью промывоч-ной жидкости и гидравлическими сопротивлениями в кольцевом прост-ранстве: чем ниже эти величины, тем меньше дифференциальное давление.

Процесс углубления забоя скважины может происходить при положительном дифференциальном давлении DР = P_з - P_пл> 0 (репрессия), при равновесном давлении DР = 0 или P_з = P_пл и при несбалансированном давлении на забое P_з< P_пл(депрессия). В последнем случае дифференциальное давление называют отрицательным.

При разрушении проницаемых горных пород фильтрат бурового раствора проникает в горную породу забоя и изменяет величину давления в порах. В этом случае выражение для дифференциального давления принимает вид Р_диф = P_з- P_р, где P_р - давление жидкости на глубине разрушения. По этой причине для улучшения разрушения горной породы долотом необходимо стремиться к увеличению показателя фильтрации промывочной жидкости и к уменьшению толщины фильтрационной корки. Такое требование выполняется при бурении непроницаемых пород: в этом случае фильтрат бурового раствора не в состоянии изменить величину давления поровой жидкости. Это объясняет тот факт, что именно при разбуривании проницаемых горных пород дифференциальное давление имеет более выраженное влияние на разрушение.

Влияние дифференциального давления на разрушение породы на забое проявляется в следующем:

▪ при положительном дифференциальном давлении в результате прижатия частиц разрушенной горной породы к забою скважины за-трудняется промывка забоя. Это приводит к неоднократному перемалыванию уже разбуренной породы;

▪ при отрицательном дифференциальном давлении задача отрыва частиц шлама от поверхности забоя решена: забой очищает себя самостоятельно;

▪ положительное дифференциальное давление способно существенно упрочнить горные породы, слагающие поверхность забоя, вследствие того, что разность давлений (P_з - P_пл) приводит к появлению сжимающих напряжений. Для разрушения горной породы при положительном дифференциальном давлении необходимо увеличивать контактное давление Р_к = F/S. Практика бурения показывает, что чем меньше вязкость и больше показатель фильтрации промывочной жидкости, тем скорее выравнивается давление в зоне разрушения и меньше сказывается негативное влияние положительного дифференциального давления на разрушение горных пород;

▪отрицательное дифференциальное давление, наоборот, разупрочняетгорную породу забоя: разность давлений (P_з -P_пл) приводит к появлению растягивающих напряжений в скелете горной породы. При бурении с отрицательным дифференциальным давлением лучше использовать растворы с нулевой фильтрацией, образующие непроницаемый кольматационный слой на стенке скважины.

Эмпирическое уравнение, связывающее величину механической скорости с дифференциальным давлением, имеет вид

V_мех= V_оe^{-k(Pз - Pпл)},

где V_о= V_мех при P_з = P_пл, k - экспериментальная постоянная.

Если разницу (P_з - P_пл) поддерживать постоянной, то механическая скорость не будет меняться. Согласно промысловым данным, увеличение дифференциального давления от 0 до 7,0 МПа во многих случаях сопровождалось снижением механической скорости на 24 – 73 %. Причем вид этой зависимости может быть как прямолинейным, так и криволинейным.

Имеются данные, свидетельствующие о том, что степень влияния дифференциального давления на механическую скорость проходки зависит от осевой нагрузки на долото: с увеличением осевого усилия зависимость механической скорости от дифференциального давления становится более существенной. Это связано с большим повреждением горной породы забоя при внедрении в него породоразрушающих элементов вооружения долота под действием большего усилия.

Дифференциальное давление может резко измениться при проводке скважин через зоны с аномально высоким и аномально низким пластовым давлением: в первом случае произойдет увеличение механической скорости бурения, а во втором - уменьшение V_мех. Подчеркнем, что при разбуривании горных пород в зонах с АВПД возможно достижение больших механических скоростей бурения и при использовании утяжеленных буровых растворов.

При бурении скважин встреча с аномально высоким пластовыми давлением может быть устанавлена, в частности, по следующим признакам:

1.Самопроизвольное постоянное увеличение механической скорости бурения.

Когда скважина входит в область залегания горных пород с аномально высоким пластовым давлением, то при постоянной плотности бурового раствора силы, удерживающие частицы шлама на забое снижаются по мере роста порового давления. В этих условиях возникает самопроизвольное постоянное увеличение механической скорости бурения, что является признаком внедрения скважины в зону АВПД с постоянным возрастанием порового давления. При быстром росте аномальности давления возможно и резкое увеличение механической скорости: “скачок проходки”. “Скачок проходки” следует рассматривать как признак возможного проявления (при возрастании механической скорости более чем в два раза).

Существенное увеличение механической скорости бурения вследствие улучшения условий очистки забоя от шлама наблюдается после того, как перепад давления между скважиной и пластом становится меньше 3,5 МПа. Когда давление в скважине превышает поровое более, чем на 3,5 МПА, то признаки АВПД подавляются и механическая скорость бурения уже не может служить индикатором высокого порового давления, особенно в условиях небольшой аномальности давления и высоких значений плотности раствора.

2. Изменение вращающего момента долота и нагрузки на крюке.

Если перепад давления направлен в сторону скважины , то глинистая горная порода будет выдавливаться в ствол. Уменьшение диаметра скважины, происходящее при неизменных частоте вращения и осевого усилия контролируется увеличением вра-щающего момента и нагрузки на крюке. Отмечается, что увеличение вращающего момента становится заметно при перепаде давления, равном 0,12 г/см³ эквивалентной плотности бурового раствора, увеличение нагрузки до 150 кН является признаком значительного превышения порового давления над забойным.

3. Увеличение количества шлама на вибросите.

При вхождении скважины в область аномального порового давления улучшается отделение частиц шлама от поверхности забоя. Это способс-твует тому, что не просходит вторичного разрушения частиц шлама. По этой причине на вибросите появляется не только увеличенное количество шлама, но и размер частиц шлама больший.

По сложившейся практике бурение рекомендуется вести при положительном дифференциальном давлении с разницей P_з - P_пл = 0,1¸0,15 МПа.

Новые технологии бурения позволяют вести бурение при отри-цательном дифференциальном давлении. Бурение на депрессии требует от буровиков четкого представления о том, что происходит на забое. Первым условием, которое необходимо выполнить при бурении скважин с отрицательным дифференциальным давлением, является качественное разобщение скважины и пласта. Это достигается управляемой кольма-тацией – искусственным разделением скважины и пересекающих ее пластов горных пород.

Достижение условияP_з< P_пл обеспечивается постепенным сни-жением плотности циркулирующей промывочной жидкости r_экв .

Влияние угнетающего давления

Р_пол = 0.

Р_у = Р_з- Р_пол

τ_к = 60/(wz),

где w - частота вращения долота, z - число зубьев в венце шарошки, значения Р_пол и Р_убудут различными:

▪ если τ_к < (t_з +t_у), то Р_пол= 0 и угнетающее давление достигает максимальной величины

Р_у = Р_з= P_max.

В этом случае происходит сдерживание развития магистральной трещины;

Р_у = Р_з - P_р= P_min

и способствует улучшению разрушения горной породы.

В общем случае будет справедливо следующее неравенство

(Р_з - P_р) £ Р_у £ Р_з,

studopedia.ru

ВЛИЯНИЕ ЗАБОЙНОЙ ГИДРОДИНАМИКИ НА ПРОЦЕССЫ РАЗРУШЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН — Студопедия

При углублении скважин, пробуренных в различных районах нашей страны, от 1000 до 5000 м механическая скорость проходки v_m иногда снижается в 25 раз, а коммерческая - более чем в 30 раз. Основная причина падения технико-экономических показателей бурения с ростом глубины заложена в изменении забойных условий разрушения горных пород, под которыми понимается совокупность давлений:

· горное р_г,

· поровое р_ц,

· пластовое р_пл,

· дифференциальное ∆р_р (∆р),

_·угнетающее р_у,

· суммарное на забое скважины р_с,

а также качество бурового раствора, частота вращения и динамика работы породоразрушающего инструмента.

Природа влияния дифференциального давления на v_m, по мнению ряда исследоввателей, заключается в ухудшении буримости горных пород за счет роста их прочности на сжатие и возникновения усилий, прижимающих частицы породы (шлам) к забою. Прижимающие силы имеют статическую и динамическую природу и являются сложной функцией почти всех известных показателей, характеризующих процесс бурения.

Рассмотрим механизм разрушения горных пород вдавливанием как основного вида разрушения при бурении скважин шарошечным инструментом с учетом забойных условий.

Согласно последним исследованиям процесс разрушения горных пород вдавливанием протекает в три этапа: упругие деформации, остаточные деформации и отделение части породы от массива, - зарождение и распространение трещин, формирующих лунку выкола, условно названных магистральными.

Первые два этапа, когда создаются предпосылки для зарождения магистральных трещин, называют инкубационным периодом разрушения.

В зависимости от свойств породы и условий разрушения известный исследователь P.M. Эйгелес выделяет три механизма разрушения.

По первому при внедрении индентора (зуба долота) после выхода породы из упругого состояния разрушение в виде трещины начинается в зоне контура контактной площадки при сравнительно малой нагрузке на зуб. Трещина в массиве породы имеет вид расходящегося кругового или эллиптического конуса. Коническая трещина разделяет верхнюю часть полупространства на две области: усеченный конус и окружающую его консоль. Последняя стадия процесса разрушения заключается в отломе консоли путем передачи на нее части давления штампа через материал конуса. Отлому консоли предшествует полное или частичное разрушение материала конуса, приводящее к увеличению доли внешнего давления, передаваемого на консоль. Это давление со стороны конуса приводит к изгибу консоли и появлению на внутренней поверхности растягивающих напряжений, под действием которых образуется трещина отрыва (магистральная трещина), чаще всего нормальная к конической трещине. При выходе магистральной трещины на поверхность консоль отламывается, и первый скачок процесса разрушения вдавливанием завершается.

В ряде пород первый механизм разрушения либо совсем не развивается, либо, начав развиваться, затухает и в дальнейшем действует второй механизм разрушения, при котором наблюдаются некоторые отличия в инкубационный период разрушения. Однако, какова бы ни была физическая природа структурных изменений в ядре, результатом является то, что полупространство, как и при первом механизме разрушения, разделяется на две части: предразрушенное ядро и окружающую его упругую консоль. На заключительной стадии процесс разрушения протекает по первому механизму.

По третьему механизму породы разрушаются при наличии высокого всестороннего давления (всестороннего сжатия). С увеличением р_с уменьшается объем предразрушенной зоны и растет необходимая для ее образования нагрузка, но характер этой стадии процесса разрушения качественно остается таким же, как при втором механизме в атмосферных условиях. Однако в заключительной стадии процесса разрушения наличие всестороннего сжатия может привести к решающим качественным изменениям.

Высокое всестороннее давление практически полностью подавляет развитие конической трещины и препятствует отлому консоли. Для завершения процесса разрушения в этом случае требуется значительное увеличение осевой нагрузки.

При внедрении зубца шарошечного долота в массив породы в атмосферных условиях образуются радиальные и магистральные трещины.

Первоначально зарождаются они практически перпендикулярно к поверхности образца, обтекая ядро уплотненной породы, распространяются в глубь массива радиально, облегчая последующее разрушение. Магистральные трещины зарождаются в глубине породы и при выходе на поверхность образуют лунку выкола (рис. 2.2.), т.е. их размеры (L_Т) предопределяют эффективность разрушения породы за каждое поражение забоя и в целом - механическую скорость проходки.

Первоначально образуются радиальные трещины, траектория которых не зависит от значения р_с. Однако от действия р_с в скелете породы возникают дополнительные напряжения, которые препятствуют зарождению и распространению трещин. В момент продвижения магистральных трещин возникает угнетающее давление р_у, затрудняющее продвижение магистральных трещин и влияющее на траекторию и величину L_T(см. рис. 2.2.). Длина магистральных трещин и соответственно объем разрушенной породы резко уменьшаются.

Рис. 2.2. Характер развития трещин в породе при вертикальном внедрении индентора (I, III) и зуба долота (II) под действием силы G₃:

1 — породный клин; 2 — магистральные трещины; 3 — главные трещины; 4 — радиальные трещины

В процессе бурения в проницаемых горных породах под действием положительного перепада давления (р_с > р_пл) в системе «скважина – пласт» фильтрат бурового раствора проникает в породу. При фильтровании дисперсная фаза раствора, частично кольматируя слой породы, отлагается на ее поверхности в виде слоя осадка, образуя фильтрационную (глинистую) корку, которая совместно с породой оказывает дополнительное сопротивление движению фильтрата. Фильтрат, проникая в породу, вызывает перераспределение давления на глубине зарождения магистральных трещин (в дальнейшем - на глубине разрушения δ₀) и, как следствие, напряжений в скелете породы ∆R. В результате по трассе магистральной трещины будет действовать не пластовое, а иное давление, равное давлению на глубине разрушения р_р. Поскольку р_с > р_р, возникает дифференциальное давление (статический перепад давления)

∆р = р_с - р_р,(2.11)

При разрушении непроницаемых горных пород давление на глубине разрушения р_р будет равно поровому (р_р = р_п).

В процессе развития магистральной трещины первоначально давление в ее полости р_t практически равно нулю. Так как р_с > р_t, то над частицей по длине l_Т возникает динамический перепад давления, который прижимает частицу к массиву породы (см. рис. 2.2), т.е. угнетает ее. Во избежание путаницы, в отличие от дифференциального давления, этот перепад давления предложено именовать угнетающим давлением р_у. В общем случае под угнетающим давлением р_у, в отличие от представлений о динамическом перепаде давления, понимается разность между суммарным давлением на забое р_с и давлением в трещине:

р_у = р_с – р_t = р_с - Θр_р_, (2.12)

где Θ = р_t/р_р — коэффициент восстановления давления в полости трещины.

Для заполнения полости трещины жидкостью и восстановления в ней давления нужно определенное время. Поэтому в зависимости от времени контакта зубца долота с породой t_квеличины р_t и р_у будут различными. Если t_к меньше времени заполнения t₃объема трещины флюидом, то р_t → 0 и в соответствии с выражением (2.12) получаем р_у ≈ р_с. При t_к больше суммы времени t_c = t₃ + t_в, где t_в — время восстановления давления в трещине до уровня давления жидкости на глубине разрушения р_р, давление в трещине р_t ≈ р_р, а р_у ≈ р_с - р_р, т.е. р_у будет равно дифференциальному давлению. В общем случае с учетом t_к имеем: р_с - р_р≤ р_у≤ р_с..Следовательно, угнетающее давление в зависимости от условий разрушения проницаемых пород может изменяться от значения дифференциального давления до полного давления на забое скважины р_с. При разрушении непроницаемых горных пород диапазон изменения р_у несколько меньше.

Из сказанного выше следует, что для расчета дифференциального и угнетающего давлений необходимо знать закономерности образования глинистой корки, эпюру распределения давления в приповерхностном слое разрушаемой породы, время заполнения объема магистральной трещины флюидами и время восстановления давления в трещине до уровня р_р. Перераспределение давления в зоне разрушения проницаемой породы на забое и по пласту обусловливается фильтратом бурового раствора, поступающего под давлением из скважин.

Вместе с фильтратом в пласт поступают мелкие частицы раствора, кольматируя его с последующим образованием фильтрационной корки. В то же время, как показывают эксперименты, при определенных условиях бурения фильтрационная корка не успевает формироваться и процесс фильтрации сопровождается только кольматацией горной породы.

Уменьшение эффективной пористости по мере продвижения фронта суспензии приводит к изменению начального значения коэффициента проницаемости среды k₀.

Как показали эксперименты, длина зоны кольматации невелика по сравнению с координатой фронта суспензии к началу стабилизации.

За временные промежутки между двумя последовательными поражениями забоя зубцами долота (десятые доли секунды) фильтрация не выходит за рамки мгновенной. В этом случае фронт фильтрата продвинется на глубину значительно меньшую возможной зоны кольматации. Нетрудно убедиться, что даже при фильтрации однородной жидкости за

указанный промежуток времени координата фронта весьма мала даже в высокопроницаемых породах.

Итак, при бурении проницаемых горных пород на забое образуется фильтрационная корка и соблюдается соотношение р_с >р_р > р_пл.

При разрушении непроницаемых горных пород дифференциальное давление определяется по формуле:

∆р = р_с - р_п(р_пл), (2.13)

Дифференциальное давление существенно зависит от параметров режима бурения и фильтрационных свойств разрушаемых пород и может изменяться практически от 0 до ∆р, т.е. 0< ∆р_р ≤ ∆р.

Горные породы на глубине находятся в напряженном (сжатом) состоянии. При разрушении непроницаемой горной породы на забое скважины действие р_с проявляется идентично горному давлению вышележащей толщи осадочных пород. При вскрытии пласта, сложенного проницаемой горной породой, фильтрат бурового раствора при р_с > р_пд, проникая в пласт, вызывает перераспределение давления до уровня р_р и соответственно напряжения в скелете породы. Следовательно, слой горной породы, в котором зарождаются и распределяются магистральные трещины, в отличие от атмосферных условий в первом случае находятся в сжатом состоянии без дренирования, во втором - в сжатом состоянии с дренированием при постоянном давлении р_р.

Напряжения в скелете проницаемой породы ∆R, препятствующие зарождению и распространению магистральных трещин, зависят не только от горно-геологических условий залегания пород р_пл, но и от параметров режима бурения, механических и фильтрационных свойств разрушаемых пород. Характер изменения ∆R от параметров режима бурения и фильтрационных свойств пород качественно подобен изменению ∆р_р от этих параметров. Более сложное влияние на ∆R оказывает проницаемость породы. Первоначально с увеличением k_онапряжения уменьшаются, а затем возрастают. В зависимости от условий бурения при одном и том же ∆р_р напряжения в скелете породы могут быть различными.

При разрушении непроницаемых горных пород ∆R зависит только от р_с. Однако во всех случаях дифференциальное давление является составной частью напряжений ∆R, которые в зависимости от условий разрушения могут превышать ∆р_рна 5 - 7 МПа.

Для расчета угнетающего давления в момент распространения магистральных трещин необходимо определить давление в полости трещины.

В зависимости от условий бурения угнетающее давление может изменяться практически от значений дифференциального давления до полного давления на забое скважины р_с.

Проведенные исследования указывают на сложное влияние качества бурового раствора и параметров режима бурения на значения ∆р_р, ∆R, t₃, t_B и р_у. Однако они не вскрывают природы влияния забойных факторов на показатели работы шарошечных долот.

Для анализа процесса разрушения и расчета осевых нагрузок, обеспечивающих объемное разрушение горных пород на забое, необходимо использовать значения ∆R, а не дифференциальное давление, как принято в настоящее время. Только при разрушении малопрочных, слабосцементированных горных пород можно ориентироваться на дифференциальное давление, так как в этом случае ∆р_р(∆р) ≈ ∆р.

Из изложенного видно, что если действующая осевая нагрузка на долото С_д обеспечивает нагрузку меньше его значения, то магистральные трещины вообще не будут зарождаться, а при отрывающем усилии G_p также меньше его значения магистральные трещины будут останавливаться. При этом эффективность разрушения v_m снижается.

При внедрении зубца долота в породу только часть осевой нагрузки "задалживается" непосредственно на развитие трещин. Отношение этой части нагрузки G₀ к общей осевой, обеспечивающей зарождение магистральных трещин G₃, называется коэффициентом передачи осевой нагрузки λ. Для определения λ предложена следующая зависимость:

где λ_р, λ₀ - соответственно текущее и начальное значения коэффициента передачи осевой нагрузки, R_о – прочность горной породы, fз – величина перемещения фронта буровой суспензии (раствора) в породу на забое скважины.

Выражение (2.14) иллюстрирует зависимость коэффициента передачи осевой нагрузки от механических и фильтрационных свойств разрушаемых пород, давлений р_с, р_пл и ∆р_р, а также от качества бурового раствора и частоты вращения долота.

studopedia.ru

Тема 7. Ликвидация газонефтеводопроявлений при нахождении инструмента на забое скважины — Студопедия

МЕТОДИКА ДВУХСТАДИЙНОГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

Напомним, что основной особенностью способа двухстадийного глушения скважины является принцип разделения работ на две четкие стадии - стадия вымыва флюида и стадия собственно глушения скважины. Для контроля за забойным давлением используют косвенные методы контроля, т.е. о нем судят по величине давления в бурильных трубах при постоянной подаче насоса. Поддерживая постоянное давление в бурильных трубах, путем изменения противодавления, создаваемого дросселем, обеспечивают постоянство забойного давления. На первой стадии не ставят цель заглушить скважину более тяжелым буровым раствором - цель иная - освободить затрубное пространство от флюида. Контролем успешно проведенной операции является выравнивание избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве. По значениям этих давлений определяют, на сколько нужно утяжелить буровой раствор. При закачивании его в бурильные трубы вновь разбалансируется равенство гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве, поэтому давление в трубах по мере их заполнения снижают на значение избыточного давления, внося поправки на гидравлические сопротивления. Последующую замену бурового раствора в затрубном пространстве более тяжелым осуществляют при постоянном давлении в бурильных трубах.

Как на первой, так и на второй стадии постоянство давлений в бурильных трубах при его изменении обеспечивают различной степенью открытия или закрытия дросселя - при росте давления его приоткрывают, при снижении - прикрывают. Давление в затрубном пространстве может свободно меняться до тех пор, пока оно не прывысит максимально допустимое. Следует также учитывать, что давление в бурильных трубах не реагирует немедленно на изменение противодавления. Скорость передачи давления составляет примерно 150 м/с и на глубоких скважинах составляет значительную величину.

Рассмотрим теперь последовательность операций и общие правила их осуществления.

При выявлении наличия ГНВП необходимо как можно скорее закрыть скважину. Существует много способов раннего обнаружения проявлений. Но если возникает вопрос, проявляет скважина или нет, необходимо отключить насос и проверить наличие перелива из скважины. Если перелив есть, но имеется сомнение о его причине, следует закрыть скважину и проверить наличие давления в бурильной колонне.

Следует помнить, что чем больше пластового флюида поступило в скважину, тем труднее при больших давлениях ее будет глушить. Теоретически максимальное давление в колонне при глушении газопроявления повышается на квадратный корень объема проявления. Например, при проявлении в 16 м.куб давление в два раза выше максимального давления в колонне на поверхности при проявлении в 4 м. куб.

Поэтому при получении сигнала о наличии проявления немедленно:

· Остановите работу.

· Поднимите рабочую трубку так, чтобы замковое соединение не находилось в зоне плашек превентора.

· Остановите насос (цементировочный агрегат).

· Откройте задвижки на линии, ведущей к открытым дросселям или в желоб.

· Закройте превентор.

· Медленно закройте дроссель или задвижку на выкиде превентора, следя при этом, чтобы давление в обсадной колонне не превышало допустимое давление разрыва труб или гидроразрыва пород.

· Следующей операцией является регистрация давлений.

· Дайте возможность и время избыточным давлениям в бурильных трубах и затрубном пространстве стабилизироваться. Для этого требуется не более 5-10 минут. Затрачивать больше времени на замер избыточных давлений не допускается, так как в случае газопроявлений всплывающая газовая пачка будет вносить значительные погрешности.

· Запишите:

· Избыточное давление в бурильной колонне Риз.т.

· Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к.

Увеличение объема раствора в приемной емкости V_o. V_o является объемом проявления и в дальнейшем используется для расчета максимально ожидаемых давлений в затрубном пространстве при глушении скважин.

Если давление в бурильных трубах при закрытой скважине медленно, но непрерывно растет, это может вызываться или низкой проницаемостью проявляющих горизонтов, или поднимающимися по стволу газом.

В случае наличия в бурильных трубах обратного клапана Р_{из. т} можно определить косвенно, закачивая с малой подачей (0,5 - 1 л/с) раствор в бурильные трубы с помощью цементировочного агрегата.

При закрытой скважине индикаторами забойных условий являются манометры давления в бурильных трубах и затрубном пространстве. Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к обычно больше Риз.т, так как плотность пластовых флюидов обычно легче бурового раствора ; поэтому столб загрязненного раствора создает меньшее противодавление на пласт.

Выбор подачи насосов и давления глушения скважины.

После замера и регистрации Р_из.к, Риз.т необходимо немедленно приступить к циркуляции бурового раствора. При этом возникают два вопроса: с какой подачей и какое поддерживать давление в бурильных трубах, прямо связанное с величиной создаваемого противодавления.

Во время глушения скважины обычно используется пониженная подача насоса (насосов), равная половине подачи при углублении скважины.

Достигается это разными путями - уменьшением числа одновременно работающих насосов, числа ходов насоса в минуту (при дизельном приводе), сменой цилиндровых втулок и др.

“Половинная скорость” подачи обычно приемлема, поскольку создает пониженные нагрузки на насосы (повышается вероятность их безотказной работы), дизеля, снижает гидравлические потери. Она также позволяет иметь значительный запас по давлению в бурильных трубах, реализация которого может потребоваться в процессе глушения. Низкая подача насосов позволяет более точно регулировать плотность бурового раствора и дает так же время на принятие решения при использовании регулируемого дросселя.

Однако следует заметить, что правило использования половинной подачи насосов не является абсолютным. В принципе можно использовать любую подачу, но при этом нужно знать гидравлические сопротивления в скважине при циркуляции в период предшествующий проявлению.

Значение гидравлических сопротивлений Рг.c берется по данным углубления скважины, которую необходимо ежедневно регистрировать в специальной карточке.

Если при глушении скважины выбрана другая подача насоса (насосов), то давление

P”r.с=1,1 Рr.c n.кв,

где Рr.c - давление при промывке скважины во время бурения с подачей насосов (Q1, л/с),кгс/см.кв;

n- отношение выбранной подачи насосов Q2 к имевшей место при бурении

n=Q2/Q1.

Стадия 1. Начальное давление в бурильных трубах при глушении скважины Рн устанавливается двумя путями.

Рн определяют расчетным путем. Оно равно давлению в бурильных трубах при закрытой скважине (Риз.т) плюс гидравлические сопротивления в системе Рг.с при выбранной подаче насосов плюс 5-:10 кгс\см.кв. для поддержания некоторого превышения забойного давления над пластовым.

Рн = Риз.т + Рr.с + 5 ÷ 10 кгс/см.кв.

Практически устанавливают начальное давление циркуляции Рн следующим образом. Одновременно с пуском насоса (с выбранной подачей) приоткрывают дроссель. Затем степень его открытия регулируют таким образом, чтобы давление в бурильных трубах стало равным расчётному.

Начальное давление циркуляции Рн устанавливается опытным путем. Этот метод обычно используется, когда точно неизвестны ни подача насоса, ни соответствующие ей гидравлические потери в системе.

После регистрации давлений Риз.т Риз.к начинают закачивать в трубы буровой раствор с подачей, при которой решено глушить скважину ( обычно 1/2 подачи при бурении).

Одновременно с пуском насоса по мере роста вызванного этим давления в затрубном пространстве открывают регулируемый дроссель, чтобы противодавление превышало имевшееся в нем давление Риз.к на 5-10 кгс/см.кв.

Регистрируют давление в бурильных трубах при установившейся постоянной подаче насоса (насосов). Это и есть начальное давление глушения скважины Рн.

На процедуру по пуску насоса, установлению соответствующего противодавления и регистрации давления в трубах должен расходоваться минимум времени - до 5мин. В этом его недостаток. Преимуществом данного метода установления Рн является отсутствие необходимости заранее знать или рассчитывать гидравлические сопротивления.

З а п о м н и т е! При двухстадийном способе глушения скважины начальное давление в бурильных трубах Рн поддерживается п о с т о я н н ы м при п о с т о я н н о й подаче насоса ( насосов) в течение всей первой стадии- вымыва флюида. Противодавление в колонне Риз.к свободно меняют с помощью дросселя так, чтобы обеспечить это условие. Риз.к может быть любым, но не должно превышать максимально допустимого давления [Риз.к].

Теоретически одного цикла циркуляции достаточно для вымыва пластового флюида. Однако вполне возможно, что циркуляцию будет необходимо продолжить в течение 2-3 циклов. Контролем успешно законченных работ первой стадии глушения скважины является равенство избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве при остановленной циркуляции и закрытой скважине.

С т а д и я 2. Подготовка к осуществлению II стадии глушения (кроме работ 1 стадии) заключается в повышении плотности бурового раствора до значения, необходимого для восстановления равновесия в скважине.

При циркуляции бурового раствора во время, предшествующее началу проявления, плотность раствора известна, поэтому, зная Риз.т, можно рассчитать пластовое давление проявляющего горизонта.

Рпл=pн*Н*0,1+Риз.т

Теперь легко определить и необходимую плотность раствора для восстановления равновесия в скважине

pк=pн + Риз.т .

Н 0,1

В целях обеспечения некоторого превышения забойного давления над пластовым плотность раствора увеличивают на значение уp. Величина yp выбирается согласно “Единым техническим правилам ведения работ при бурении нефтяных и газовых скважин.”

Тогда pк=pн + Риз.т +yp.

Н 0,1

При этом обязательно, чтобы

pк < [p] r.q

где q - объем 1 м затрубного пространства, в зоне нахождения флюида, м.куб.

МЕТОДИКА НЕПРЕРЫВНОГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

При ликвидации газовых и газожидкостных проявлений существует возможность глушения скважин в один цикл циркуляции при меньшем избыточным давлении в колонне. Это достигается при использовании способа непрерывного глушения скважин.

Ниже даны некоторые необходимые пояснения.

Все необходимые для глушения скважины параметры Q, Рн,Рк, рк определяют по тем же зависимостям , что и в “двухстадийном” способ. Так же ведут работы по закрытию скважины, замерам Риз.т, Риз.к и др.

Разница состоит в процедуре выхода на конечное давление циркуляции , т.е. на п о с т о я н н о е давление в бурильных трубах, при котором ликвидируют проявление.

Существует два варианта.

Основной. Для его осуществления необходимы некоторые построения.

В графике “Рабочего листка глушения скважины” на вертикальной оси наносят точки, соответствующие подсчитанным Рн и Рк, и соединяют их прямой линией.

В графике “а” этого графика откладывают значение плотности бурового раствора от pн до pк, через равномерные интервалы значения плотности.

В графы “б” и “в” вносят фактический объем закачанного в скважину бурового раствора Vф при котором плотность достигла соответствующей величены, и объем закачанного в скважину бурового раствора + объем бурильных труб Vб.т. Величина Vф + Vб.т показывает объем закачанного раствора, при котором раствор данной плотности докачен к долоту.

Если при глушении скважины расчеты заполнения труб и затрубного пространства ведут по времени закачки или по числу двойных ходов насоса, то в графы “б” и “в” вносят соответсвенно фактическое время, при котором плотность достигла указанной в соответсвующей графе величины (или суммарное число ходов), и фактическое время закачки (число ходов) + время (число ходов), необходимое для заполнения бурильных труб при выбранной подаче насоса.

Графы “б” и “в” заполняют непосредственно в период глушения скважины по мере увеличения плотности буровог раствора, что позволяет в каждый момент времени приблизительно определить среднюю плотность бурового раствора в бурильных трубах. Допустим, что при достижении плотности раствора р8 в скважину было закачено V8 м.куб. раствора. Тогда в графе “в” находим равную V8 сумму Vi + Vб.т и соответствущую ей плотность , т.е. определяем , какой плотности раствор находится в д а н н о е время у долота. Принимая положение, что утяжеление идет равномерно, можно определить, что средняя плотность бурового раствора в трубах равна (р8+рt)/2. По этой величине находят в графе “а”соответствующую этой частности плотность. Затем на графике изменения давления определяют, к а к и е н е о б х о д и м о поддерживать давления в бурильных трубах после закачки V8 м.куб. бурового раствора. На рисунке показано, что V8 равно V4+Vб.т. Среднее значение между р8 и р4 равно р6, значит давление в бурильных трубах надо поддерживать равным Р6.

Когда объем закачанного раствора меньше объема бурильных труб, среднее значение плотности раствора в бурильных трубах определяют как среднее между рн и рi - фактически достигнутое. В конце закачки во время заполнения бурильных труб раствором плотностью рк процедура определения средней плотности (и, значит, текущего давления в трубах) сводится к осреднению рк с тем рi, которому в данное время соответствует (Vi + Vб.т), равное по величине общему объему закачки.

После выхода на режим глушения с постоянным давлением дальнейшие работы при ликвидации проявления способом непрерывного глушения скважин ведутся аналогично двухстадийному способу глушения. Графики изменения давления в трубном и затрубном пространстве показаны на рисунке.

Весьма распространен вариант способа непрерывного глушения скважины, когда закачивают имеющийся в запасе утяжеленный буровой раствор сразу после закрытия скважины. Этот способ одинаков со способом “ожидания и утяжеления”, но отличается от него отсутствием фазы “ожидания”, когда скважина закрыта без промывки, а газ всплывает по затрубному пространству, внося погрешности в определение пластового, забойного и другие помехи.

При осуществлении этого способа характер изменений давления от Рн к Рк определяют расчетным путем и с помощью графика в “Рабочем листке по глушению скважин”.

Конечное (постоянное) давление циркуляции можно определить и опытным путем. Делается это так же , как и при двухстадийном способе: во время закачки утяжеленного бурового раствора, равного обьему бурильных труб, давление в затрубном пространстве держат постоянным. После прокачки Vб.т фиксируют давление в бурильных трубах, которое и принимают равным рк. Процедура эта очень простая, но осуществлять ее при ликвидации газопроявлений нужно крайне осторожно, так как прокачиваемый без расширения газ может внести существенные помехи, во время определения Рк. Этот метод определения Рк не рекомендуется для малогабаритных глубоких скважин и в случае газопроявлений с небольшой глубины. В этом случае используют расчетный метод определения Рк.

studopedia.ru

Угнетающее давление в бурении

Механизм влияния дифференциального давления на разрушение горных пород. Угнетающее давление

Влияние угнетающего давления

Поиск по сайту

Горных пород при бурении — Студопедия

ВЛИЯНИЕ ЗАБОЙНОЙ ГИДРОДИНАМИКИ НА ПРОЦЕССЫ РАЗРУШЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН — Студопедия

Тема 7. Ликвидация газонефтеводопроявлений при нахождении инструмента на забое скважины — Студопедия

Смотрите также