Анализ факторов, обусловливающих поглощение буровых и тампонажных растворов

ЛЕКЦИЯ 11. Факторы, обусловливающие поглощение . При анализе фкторов,которые обусловливают поглощение буровых и тампонажных растворов рассматривают следующие: ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ: Среди геологических факторов выделяют следующие свойства горных пород : пористость, закарстованность-наличие карстовых полостей как результат растворения карбонатных горных пород мигрирующими подземными водами , степень доломитизации-зависящая от количества замещений известняка СаСО3 доломитом MgCO3 который занимает в кристаллизованном виде меньшее пространство в структуре доломитизированного известняка по сравнению с исходным известняком , степень нарушенности пород, трещиноватость,наличие интервалов тектонических нарушений и раздробленных пород. Эти факторы анализируются по данным геологического разреза и литологического разреза по скважине на стадии проектирования геолого-технического наряда(ГТН ) и необходимым образом учитываются при обосновании методов устранения поглощений в процессе выполнения технологических процессов бурения скважин в соответствии с разработанной технологической картой тампонирования при работах по ликвидации поглощений. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ: Обусловливают интенсивность воздействия на горную породу в процессе бурения или выполнения других работ в процессе строительства скважин. Под воздействием этих факторов происходят процессы: 1) Развиваются трещины увеличиваясь в размерах, а также каналы в горных породах; 2) Нарушается сплошность скелета горных пород; 3) Возникает гидроразрыв горных пород с увеличением раскрытия их каналов и трещин, в случае, если возмущающие усилия превышают предел прочности горной породы. Среди технологических факторов рассматривают следующие: 1) Состав и технологические свойства промывочных жидкостей и тампонажных растворов –плотность ,реологические и структурные свойства ; 2) Режим промывки скважины который характеризуется максимальным давлением на насосе -Pmax, максимальной производительностью насоса-Qmax, величиной скорости восходящего потока бурового раствора в зазоре между наружной поверхностью бурильной колонны и стенками скважины - Vвп). Рис.29. Схемы скоростей в затрубном пространстве при различных режимах течения промывочной жидкости. Из приведенной схемы эпюр скоростей в затрубном пространстве видно,что в случае турбулентного режима течения бурового раствора величина скорости течения в пристенной части является значительной,что может приводить к размыву стенок скважины ,открытию пор и трещин ,а также возникновению поглощений. При ламинарном режиме течения эта пристенная скорость течения раствора равна нулю ,а значит размыв глинистой корки и стенок скважины отсутствует и исключается вероятность возникновения поглощения. Следовательно при проектировании параметра расход бурового раствора необходимо выбирать его величину,обеспечивающую ламинарный режим течения в затрубном пространстве. 3) Конструкция скважины Чем больше опущено в скважину обсадных колонн, тем меньше интервалов поглощения, т.к. обсадные колонны сохраняют стенки скважины от влияния факторов ,обусловливающих поглощение бурового раствора-размыв стенок скважины ,воздействие вращающейся бурильной колонны при бурении и ее муфтовозамковых соединений при выполнении спускоподъемных операций. 4) Тип соединения бурильных труб При муфтозамковом соединении вероятность поглощения более высокая тк выступающие за поверхность бурильных труб муфты и замки способствуют разрушению стенок скважин при выполнении спускоподъемных операций. При ниппельном – вероятность поглощения меньше, т.к. в меньшей степени гладкоствольная колонна бурильных труб разрушает стенки скважины. 5) Спускоподъёмные операции (СПО) Способствуют возникновению динамичных нагрузок на стенки скважины. При увеличении давления на стенки скважины происходит раскрытие трещин, гидроразрыв пород – при спуске колонн в скважину. При уменьшении давления на забой (эффект поршневания) происходит отрыв корочки от стенок скважины, что приводит к притоку флюидов – при подъеме бурильной колонны. Выделяют 2 вида поглощений: 1-ого рода. Обусловлено геологическими факторами и естественной проницаемостью: Рис.30. Схема к пояснению поглощений 1-го рода. Pг.ст+Pг.д. >Pпл+Pp (42) Pг.ст =ρ gZ Pг.д.- гидродинамическое давление, обусловленное движущимся потоком жидкости; Pпл - пластовое давление флюида жидкости в продуктивном коллекторе; Pp - давление для преодоления сопротивлении при течении жидкости в порах и трещинах горной породы. 2-го рода. Обусловлено совместным действием технологических и геологических факторов,обусловливающим увеличение проницаемости горных пород: Условие возникновения поглощения 2-го рода записывается в виде Pг.с. + Pг.д.>Pпл+Pδ+Pc (43) Pг.с. + Pг.д – обусловливают технологические факторы; Pпл+Pδ+Pc - обусловлены геологическими факторами; Где: Pδ - боковое давление горных пород в интервале тампонирования; Pδ = λ (Pг.с.-Pпл) λ - Коэффициент бокового распора; λ= где - коэффициент Пуассона Pг. - геостатическое (горное)давление горных пород : Pг. =ρп.cpgZ ρп.cp- средневзвешенная плотность вышезалегающих горных пород; Pc - временное сопротивление скелета горных пород на разрыв Рис.31. Схема к пояснению поглощений 2-го рода. Технологические факторы, обусловливающие поглощение: 1. Состав и свойства горных пород А) Плотность -если ρ gZ +Pг.д. >Pпл+Pp а ρpgZ+Pг.д.= Pпл+Pб+Pc то тогда предельная плотность бурового или тампонажного раствора, превышение которой сопровождается возникноваением поглощения: I рода ρ р.пред ≤ (45) II рода ρ р.пред ≤ (46) Плотность в данном случае является регулируемым параметро и ее регламентирование является методом устранения поглощения при выполнении технологических процессов . Б) Статическое напряжение сдвига тампонажного раствора Рис.32. Схема возникновения условий при прокачивании тампонажного раствора Рн – давление насоса; dв – внутренний диаметр бурильных труб; Dн – наружный диаметр бурильных труб; Dс – диаметр скважины. Fт - усилие при прокачивании тампонажной смеси через бурильные трубы (за счет сдвига тампонажной смеси при прокачивании через сечение) Fт = (47) Насос должен преодолеть усилие для преодоления сил сцепления между стенками трубы и структурой тампонажного раствора. Fт = dвL θ (48) Приравняв: Pн=L θ Тогда: Рн = (49) В кольцевом пространстве возникают: Fк – усилие для преодоления сил сцепления со стенками скважины и наружной поверхностью труб. Fк = Dс Lθ + Dн Lθ, или (50) Fк = θ L (Dс + Dн) (51) Fк – усилие для преодоления сопротивления при прокачивании смеси по кольцевому пространству Тогда с учетом работы насоса для преодоления сопротивлений в кольцевом сечении: Fк = Pн (52) θL(Dс + Dн) = Pк (53) Тогда: Pк = Или Рк= (54) Суммарное значение давления для преодоления сопротивлений внутри бурильной колонны и в затрубном сечении: Pс=Рн+Рк (55) Необходимо выполнять условие: Pmax Pс = + Чем больше статическое напряжение сдвига тампонажного раствора , тем больше вероятность возникновения поглощения, за счет создоваемых сопротивлений при прокачивании такого тампонажного раствора. В) Реологические параметры В соответствии с уравнением Дарсн-Вейсбаха потери давления на преодоление гидродинамических сопротивлений : Рг.д. = λс- Где: (56) λс- коэффициент гидравлических сопротивлений; l - длина канала; d– диаметр; V - скорость течения; для ламинарного режима течения тампонажной смеси: λс= (57) Rе– параметр Рейнольдса Rе = ; - кинематическая вязкость (58) = Тогда: Rе= = (59) Анализируя формулы (56) и (59) можно сделать вывод, что при увеличении пластической вязкости тампонажного раствора (↑) снижается величина параметра Рейнольдса (Re), что приводит к росту коэффициента гидравлических сопротивлений (λс↑) и закономерному возрастанию гидравлического давления (Рг.д.↑ ). Следовательно применение тампонажных растворов с более высокими значениями реоогических параметров будет способствовать увеличению рисков возникновению поглощений. Г) Гидродинамические нагрузки при СПО При подъеме необходимо заполнять ствол скважины для создания противодавления на пласт. В противном случае произойдет выброс пластовых флюидов, отрыв корки, возникнет гидроразрыв пород, что приведет к поглощению. При спуске бурильной колонны увеличивается давление на забое т к за счет вязкостных свойств бурового раствора и взаимодействия структуры его со стенками бурильной колонны возникает плоскость торможения ,обусловленная противоположно направленными векторами скорости течения раствора,которая спобствует увеличению давления на забой и риска возникновения поглощения : Рис.33. Эпюры скоростей при спуске бурильной колонны В этом случае: Pз = Pг.ст.+Pг.д. (60) Vn- скорость подъема или спуска не должна превышать 2 м/с (Vn2 м/с) Возникновение при спуске плоскости торможения вызывает периодичное увеличения давления на забое, что способствует раскрытию трещин, возникновению гидроразрыва пород и поглощению. В процессе подъема бурильной колонны возникновение плоскости торможения тоже обусловливает взаимодействие структуры раствора с поверхностью стенок бурильных труб: Рис.34. Эпюры скоростей при подъеме бурильной колонны При подъеме бурильной колонны плоскость тормажения вызывает эффект «поршневания», способствующего уменьшению давления на забой. Это приводит к отрыву корки от стенок скважины и может вызвать обвалы этих стенок, приток флюидов в скважину. ИССЛЕДОВАНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ Проводятся для определения основных характеристик интервала поглощения: 1) Морфологии (какими структурными элементами представлен интервал поглощения,например, карстовая полость или трещинно-пористые породы и др.; 2) Раскрытие каналов – характеризует интенсивность поглощения; 3) Определение интервалов залегания проницаемых коллекторов; 4) Дебит поглощения; 5) Мощность горизонта (определяется по керновым пробам; интервалы трещиноватости – возможно поглощение). Это необходимо для того, что бы: 1) Выбрать состав и вид тампонажного раствора; 2) Обосновать параметры тампонажного раствора; 3) Обосновать технологию и способ тампонирования; Для этого определяются следующие характеристики: Индикаторная диаграмма (строится на основе данных гидродинамических исследований, которые заносятся в журнал наблюдений) Рис.35. Индикаторная диаграмма • Режим фильтрации (позволяет определить особенности морфлолгического строения, раскрытие каналов и оценить поглощающюю способность). Формула Смрекера позволяет записать зависимость дебита поглощения от перепада давления с учетом коэффициента интенсивности поглощения проницаемой среды: Q = Kc ()nc Где: Kc- коэффициент характеризующий интенсивность поглощения при перепаде давления; = 0,1 МПа nc - показатель степени характеризующий режим фильтрации. Рис.36. зависимость дебита (Q) от перепада давления (Р) для различных по проницаемости сред nс = 0,5 – трещино-кавернозная среда; nс = 1,0 – среднепористая среда; nс 1,0 – мелкопористые породы. ВИДЫ МОДЕЛЕЙ ФИЛЬТРАЦИИ: а) закон Краснопольского-Шези. Модель для трещино-кавернозных пород: c трещинами раскрытия каналов δ=(0,1 )мм : Q1 = K1 (0,5, nc = 0,5 (61) б) закон Дарси. Для среднепористых пород δ от 10 мкм до 0,1 мм Q2 = K2, nc = 1 (62) в) Для мелкопористых пород δ - несколько мк Q3 = K3(2, nc = 2,0 (63) ОБОБЩЕННЫЙ ЗАКОН ФИЛЬТРАЦИИИ - учитывает фильтрацию для трех сред поглощающих пород: Q = Q1+Q2+Q3 (64) Q= K1 (0,5+ K2+ K3(2 (65) K1K2K3 –Коэффициенты приемистости, характеризуют интенсивность поглощения. Коэффициенты приемистости имеют размерность: K1=[ K2=[ K3=[ Для определения K1,K2,K3 необходимо иметь результаты в виде журнала наблюдений.