Факторы, обусловливающие поглощение тампонажных смесей

ЛЕКЦИЯ 11. Факторы, обусловливающие поглощение тампонажных смесей ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ: Среди геологических факторов выделяют: пористость, закарстованность, степень доломитизации, степень нарушенности пород, трещиноватость, интервалы тектонических нарушений и раздробленных пород. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ: Обусловливают интенсивность воздействия на ГП в процессе бурения или выполнении других работ. Под воздействием этих факторов происходят явления: 1) Развиваются трещины, каналы в ГП; 2) Нарушается сплошность скелета ГП; 3) Возникает гидроразрыв, в случае, если возмущающие усилия превышают предел прочности ГП. Среди технологических факторов выделяют: 1) Состав и технологические свойства промывочных жидкостей и ТС (плотность); 2) Режим промывки скважины (характеризуется Pmax, Qmax, Vвп). Рис.29. Схемы скоростей в затрубном пространстве при различных режимах течения промывочной жидкости. 3) Конструкция скважины Чем больше опущено в скважину обсадных колонн, тем меньше интервалов поглощения, т.к. обсадные колонны сохраняют стенки скважины. 4) Тип соединения бурильных труб При муфтозамковом соединении вероятность поглощения более высокая. При ниппельном – вероятность поглощения меньше, т.к. в меньшей степени 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. При уменьшении давления (эффект поршневания) происходит отрыв корочки от стенок скважины, что приводит к притоку флюидов – при подъеме. 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 проницаемом интервале; Pp - давление для преодоления сопротивлении при течении жидкости в породах и трещинах горной породы. 2-го рода. Обусловлено технологическими факторами и за счёт искусственного увеличения проницаемости ГП. Pг.с. + Pг.д.>Pпл+Pδ+Pc (43) Pг.с. + Pг.д – обусловливают технологические факторы; Pпл+Pδ+Pc - обусловлены геологическими факторами. Pδ - боковое давление ГП в интервале тампонирования; Pδ = λ (Pг.с.-Pпл) λ - Коэффициент бокового распора; λ= где - коэффициент Пуассона Pг. - геостатическое давление ГП Pг. =ρп.cpgZ ρп.cp- средневзвешенная плотность вышезалегающих ГП Pc - временное сопротивление скелета ГП на разрыв Рис.31. Схема к пояснению поглощений 2-го рода. Технологические факторы, обусловливающие поглощение: 1. Состав и свойства ГП А) Плотность -если ρpgZ+Pг.д.= Pпл+Pp (44) ρpgZ+Pг.д.= Pпл+Pб+Pc Тогда предельная плотность бурового или тампонажного раствора, превышение которой сопровождается возникноваением поглощений: I рода ρ р.пред ≤ (45) II рода ρ р.пред ≤ (46) Плотность в данном случае является регулируемым параметром. Б) Статическое напряжение сдвига тампонажного раствора Рис.32. Схема возникновения условий при прокачиваниитампонажного 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) Прировняв: 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 = 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 , тем больше вероятность возникновения поглощения, за счет создоваемых сопротивлений при прокачивании тампонажного раствора. В) Реологические параметры Уравнение Дарсн-Вейсбаха Рг.д. = λс- (56) λс- коэффициент гидравлических сопротивлений; l - длина канала; d– диаметр; V - скорость течения; для ламинарного режима тампонажной смеси: λс= (57) Rе– параметр Рейнольдса Rе = ; - кинематическая вязкость (58) = Тогда: Rе= = (59) Анализирую вышестоящую формулу 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.↑) 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. Спуск бурильной колонны: 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. Подъем бурильной колонны: 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 и может вызвать обвалы стенок, приток флюидов. ИССЛЕДОВАНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ Проводятся для определения основных характеристик интервала поглощения. 1) Морфологии (какими структурными элементами представлен интервал поглощения (например, карстовая полость)); 2) Раскрытие каналов – характеризует интенсивность поглощения; 3) Определенные интервалы залегания проницаемыхколлектораов; 4) Дебит поглощения; 5) Мощность горизонта (определяется по керновым пробам; интервалахтрещиноватости – возможно поглощение). Это необходимо для того, что бы: 1) Выбрать состав и вид ТС; 2) Обосновать параметры ТС; 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 Q = Kc ()nc 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. 3 ВИДА 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.