Пластовое (поровое) давление

Пластовое давление - это давление, созданное природными процессами в течение миллионов лет и техногенными факторами внутри полостей материалов, находящихся ниже уровня области питания на поверхности. Оно создается под действием лежащих друг на друге пород, флюидов в процессе формирования пластов и накопления залежей флюидов. Пластовое давление определяется как давление флюидов, содержащихся в пласте-коллекторе. Если пласт непроницаем, то он не является коллектором, но в осадочных породах всегда имеются поры, заполненные каким-либо флюидом. В этом случае говорят о поровом давлении. Пластовое и поровое давления могут быть рассчитаны и спрогнозированы с большой точностью, но не всегда, поскольку на них влияют структурные напряжения Земли и эластичность некоторых пластов.

Несмотря на близость понятий пластового и порового давлений, их обязательно надо различать, так как их физические проявления в бурении существенно отличаются. Если превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба БР приведет к выбросу, то такое же превышение порового давления над гидростатическим вызовет осложнения ствола скважины (сужение, осыпи, обвалы), но выброса, скорее всего, не вызовет.

Энергетические ресурсы нефтегазового пласта характеризуются существующим в нем давлением, называемым пластовым. Аналогом пластового давления для гидравлически несвязных пород (глины, запечатанные известняки и песчаники и др.) является поровое давление. Поровое давление - это давление, оказываемое пластовыми флюидами на стенки пор вмещающих их пород, не имеющих гидравлической связи.

Если поры соединены между собой (порода проницаема), то давление чаще называется пластовым (в глинах - поровое, в коллекторах - пластовое). Для пористой породы горное и поровое давление связаны формулой

р_г = s_v + р_пор ,

где р_г - горное давление;

s_v - вертикальное эффективное напряжение, ведущее к деформации породы;

р_пор - поровое давление.

В случае непористой породы р_пор = 0 и р_г = s_v.

Горное давление полностью создается матрицей породы. В нормальных условиях поровое давление не зависит от горного.

Поровое давление называется нормальным, когда его единственной причиной является гидростатическое давление вод, насыщающих породы и сообщающихся через поры с атмосферой независимо от морфологии пор и перемещений флюида. Режим нормального давления предполагает существование системы, гидравлически открытой для атмосферы. Такое нормальное поровое давление учитывает среднюю плотность подземных вод. Эта плотность, зависящая от солености вод, обычно составляет 1,00-1,08 г/см³. Для поверхностных вод она находится в пределах 1,00-

1,04 г/см³. В более глубоких пластах она может составить 1,15 г/см³ и еще больше в случае пород, находящихся в контакте с соляными куполами.

Нормальное пластовое давление, Р_пл, равно гидростатическому давлению столба слабосоленой воды на данной глубине:

,

где -плотность воды;

g -ускорение свободного падения.

Исходя из средней плотности слабосоленой воды, градиент нормального пластового давления составляет порядка 10400 Па/м.

Установлено, что пластовое давление только до глубины 1000-

2000 м следует закону гидростатики. С увеличением глубины пластовое давление приближается к геостатическому.

При повышении температуры поровое давление возрастает, так как коэффициент температурного расширения жидкостей, а тем более газов, во много раз больше, чем твердых тел. В результате этих процессов в замкнутых продуктивных пластах, т. е. в пластах, не имеющих гидродинамической связи с окружающими породами, пластовое давление может стать больше или меньше первоначального нормального. В результате оно становится аномально высоким(АВПД) или аномально низким (АНПД). Степень этой аномальности оценивается коэффициентом К_а, равным отношению фактического пластового давления к нормальному:

,

где Р_пл – пластовое давление, Па;

r_в – плотность слабосоленой воды;

z_пл – глубина залегания пласта, м.

Коэффициент аномальности пластового давления не может быть меньше нуля и больше индекса геостатического давления.

Для большинства месторождений коэффициент аномальности колеблется в пределах от 0,8 до 1,2. Его максимальное известное значение равно приблизительно 2. При бурении скважин на новых площадях К_а принимается равным 1,2, он всегда существенно больше в кровле пласта и прилегающих породах, чем в подошве.

В замкнутых продуктивных пластах, т. е. в пластах, не имеющих гидродинамической связи с окружающими породами, пластовое давление может стать больше первоначального - нормального.Степень этой аномальности оценивается коэффициентом аномальности пластового давления К_а, равным отношению фактического пластового давления к нормальному. При К_а = 1,2 имеемАВПД, при К_а = 0,8 – АНПД.

Коэффициент аномальности порового давления, К_{а п} , рассчитывается по формуле

,

где Р_{по р} -поровое давление, Па.

Для пластичных хемогенных пород можно принимать К_ап» К_г;для закарстованных и крупнотрещиноватых пород - К_ап» К_а.

Индекс давления устойчивости породы:

.

Для неустойчивых глинистых пород и мергелей К_у вычисляется как

,

здесь Р_уст -давление относительной устойчивости пород, Па;

Р_деп -ожидаемая депрессия на пласт при бурении, Па.

Величина пластового давления определяется на стадии разведки месторождения с помощью глубинных манометров. В процессе бурения, если начинается поступление флюида в скважину, пластовое давление можно определить следующим образом. Устье скважины герметизируется превентором, и определяется давление БР на стояке Р_ст. Пластовое давление будет равно:

Р_пл=Р_ст+ρgН,

где ρ -плотность бурового раствора.

Однако следует учесть, что с течением времени внутрь колонны бурильных труб может попасть флюид, в результате чего плотность раствора уменьшится, а ее величина будет неизвестна. Поэтому давление на стояке необходимо зафиксировать в течение нескольких минут после закрытия превентора. Нельзя держать скважину закрытой длительное время, так как в этом случае давление на устье может стать равным пластовому.

Существование аномальных давлений требует одновременного присутствия непроницаемой перегородки, образующей «стенку сосуда, работающего под давлением» и не допускающего сообщения флюидов с атмосферой, и избыточные давления.

Наличие непроницаемой перегородки связано с такими геологическими процессами, как осадконакопление, диагенез и тектоника. Герметичность перегородки - понятие весьма относительное. Она зависит от породы, а также от флюидов в ловушках (одна порода может быть относительно непроницаемой для нефти и проницаемой для газа).

В существовании избыточных давлений важную роль играет время. Непроницаемые перегородки никогда не бывают герметичными и постоянными в масштабе геологических периодов. С течением времени давления имеют тенденцию к выравниванию с обеих сторон перегородки. Это объясняет, почему эффективное давление чаще встречается в недавно сформировавшихся породах по сравнению с древними.

Непроницаемые перегородки имеют седиментологическое и тектоническое происхождение. Они вызываются накоплением осадков малопроницаемых или непроницаемых отложений (глины, уплотненные известняки и пр.). В ходе оседания нижезалегающие отложения опускаются без возможности отвода вмещаемых вод. Тектоническая активность может вызвать нарушения и складки, перекрывающие зоны утечек флюидов. При идеальной герметичности перегородки возникает резкое (аномальное) изменение порового давления на входе в пласт (соли, ангидриты и некоторые нетрещиноватые глинистые известняки).

В переходной зоне поровое давление повышается постепенно (трещиноватые глины и покрывающие породы).

Причины, вызывающие избыточные давления, многочисленны и разнообразны и зачастую действуют одновременно, они связаны с физико-химическими процессами. Основными из них являются:

· присутствие углеводородов;

· минералогические превращения глин;

· термическая экспансия вод;

· осмос;

· диагенез сульфатов;

· образование соляных куполов;

· тектоника;

· циркуляция флюидов (гидродинамизм).

Присутствие углеводородов. Давление пластовой воды в залежи может быть нормальным на контакте вода/углеводороды. Напротив, у кровли пласта наблюдается избыточное давление вследствие различия в плотности между углеводородами и пластовыми водами. Это избыточное давление может быть значительным в случае газовой залежи. Избыточное давление углеводородов пропорционально разности плотностей пластовой воды и углеводородов и высоте h столба углеводородов:

Dр = h ∙ (r_воды - r_{углевод}) / 10,2.

Градиент порового давления увеличивается на входе в залежь, затем постепенно уменьшается и возвращается к нормальному значению на контакте вода/углеводороды. Увеличение плотности флюида будет тем выше, чем ближе к поверхности будет пласт и чем значительнее высота газонасыщенной зоны.

В ходе оседания отложения осаждаются на дне моря в периодическом режиме, при этом более поздние отложения покрывают более древние. Геостатическое давление постепенно увеличивается внутри отложений в ходе их опускания. Рыхлый осадок превращается в породу под действием давления, температуры и ионообмена между породой и циркулирующими флюидами. Этот процесс называется диагенезом. Уплотнение представляет одну из фаз диагенеза, состоящую в механической перестройке зерен, образующих осадок, под действием давления. Оно сопровождается уменьшением объема породы, главным образом, в ущерб объему пор, из которых вытесняется часть содержащейся в них воды. В результате пористость уменьшается и повышается плотность породы. Уменьшение пористости ведет также к снижению проницаемости и миграции флюидов. Если в ходе оседания имеющиеся в порах флюиды могут свободно вытесниться на поверхность или в стороны через дренажную систему, уплотнение происходит нормально. Приращение геостатического давления будет выдерживаться твердой фазой породы. Объем породы и пор уменьшится. Давление вмещаемых флюидов останется нормальным. Если флюиды вытесняются с трудом или остаются на месте, уплотнение не может проходить нормально. Увеличение геостатического давления вызовет увеличение давления вмещаемых флюидов. Объем породы и пор практически не изменится. Порода окажется недоуплотненной. Уплотнение является доминирующим явлением. В результате уплотнения значительная часть воды должна быть вытеснена. Это вытеснение происходит в несколько этапов. При нормальном развитии процесса пористость, составлявшая порядка 80-90 % в момент осадконакопления, уменьшается исключительным образом, достигая 20-30 % на глубине 3000 м и 5-10 % на глубине 6000 м.

Уплотнение песчаников и карбонатов имеет меньшее значение, так как эти породы отличаются незначительной сжимаемостью. Вытеснение воды происходит более плавно, и проницаемость, хотя и уменьшается с глубиной, обычно остается достаточной, чтобы обеспечить дренаж. Риск недоуплотнения для этих пород незначителен, однако он может возникнуть, если эти породы окажутся внутри непроницаемых пород или если их проницаемость снижается вследствие присутствия глин. Среди карбонатных пород мел, учитывая его текстуру, ведет себя в процессе оседания, скорее, как глины. Его пористость, которая в момент осадконакопления может достигать порядка 70 %, постепенно уменьшается до 10 % на глубине около 3000 м. В связи с его незначительной проницаемостью и значительным объемом вытесняемой воды возможно развитие явлений недоуплотнения. Недоуплотнение обычно рассматривается как основная причина возникновения аномальных давлений. Это явление касается главным образом глин, так как они относятся к сжимаемым и малопроницаемым породам, содержащим значительное количество воды в момент осадконакопления.

Недоуплотнение и наличие избыточных давлений являются следствием плохого дренажа или отсутствия дренажа вмещаемых флюидов в ходе оседания. Присутствие дренажа в покрывающих породах должно уменьшить и даже ликвидировать эти явления.

Быстрое оседание, высокая степень седиментации и наличие малопроницаемых осадков являются главными причинами недоуплотнения, так как при этом вмещаемые флюиды не успевают мигрировать. Эти явления возникают главным образом в дельтовых зонах.

Недоуплотненные глины пластичны и текучи. Они не опасны с точки зрения порового давления, пока не охватывают проницаемых пористых пород, но в процессе бурения создают трудности. Плотность бурового раствора необходимо увеличить для сохранения устойчивости стенок скважины, которые имеют тенденцию к течению, и для предупреждения возможных прихватов в пористых проницаемых зонах.

Минералогические превращения глин в процессе диагенеза. Минералогические превращения, освобождающие значительное количество воды, могут происходить в процессе диагенеза некоторых глин. Смектиты и стратитекстуры превращаются в иллит под совместным действием температуры, ионообмена и давления. Количество выделяемой воды составляет порядка 15-20 %, она изменяет давление в порах, если не имеет возможности свободно покинуть глину.

Кроме величины геотермического градиента, существующего в данном регионе, и минералогической природы глин эти превращения зависят также от состояния уплотнения глин. Недоуплотнение тормозит эти превращения, ограничивая тем самым объем имеющейся для миграции свободной воды и, следовательно, ограничивает увеличение давления в порах.

Возникновение аномальных давлений в результате минералогических превращений глин возможно только, если глины относятся к типам смектитов и стратитекстур. Этот механизм может быть весьма заметным в некоторых регионах для пород на глубинах более 3000 м.

Термическое расширение воды. Температура внутри отложений увеличивается вместе с глубиной и ведет к увеличению объема воды в порах пород. В системе с хорошим дренажом это увеличение рассеивается. Напротив, если система полностью замкнута, объем воды не может измениться, и возникнет повышение порового давления, которое может быть очень значительным.

Обычно глины достаточно проницаемы, чтобы обеспечить исчезновение избыточного давления за короткий период в масштабе геологического времени. Напротив, если геотермический градиент аномально высок, это явление может оказаться существенным.

Осмос представляет собой феномен, который возникает, когда два раствора с различной концентрацией ионов разделены полупроницаемой мембраной. Такая мембрана отличается селективной проницаемостью: она пропускает воду, но не ионы. Происходит циркуляция воды от менее концентрированного раствора к более концентрированному. В камере с более концентрированным раствором давление повышается, а в камере с менее концентрированным - понижается.

Пласт глины может вести себя подобно полупроницаемой мембране. В случае, например, замкнутой глинами залежи с высоким содержанием солей возможна миграция воды в ее направлении, повышающая, тем самым, поровое давление.

Диагенез сульфатов. Сульфат кальция существует в природе в двух формах: гипс (гидратированная форма) и ангидрит (безводная форма). При температуре около 40 ^оС гипс превращается в ангидрит, выделяя значительное количество воды и вызывая уменьшение объема породы. Выделенная при этом вода ведет к возникновению некоторых аномальных давлений.

Обратное превращение, сводящееся к регидратации ангидрита для образования гипса, возможно, когда ангидрит оказывается в контакте с водой при невысокой температуре. Реакция вызывает увеличение объема породы, которое представляется в некоторых случаях причиной возникновения аномальных давлений.

Образование соляных куполов. Соль представляет пластичную породу, способную течь с образованием соляных куполов. Подъем соли к поверхности может вызывать аномальные давления в вышерасположенных образованиях и по бокам купола.

Тектоника. Тектонические явления могут вызвать изменения порового давления, создавая тем самым в одних условиях избыточные давления, а в других – ликвидируя их. Существование избыточных давлений требует, чтобы поднятые отложения были замкнутыми. Наиболее часто встречается сочетание поднятия глубинных пластов к земной поверхности и эрозии поверхностных пластов. Замкнутые на больших глубинах пласты оказываются ближе к поверхности с их первоначальным давлением. Эти избыточные давления известны под названием палеодавлений.

Гидродинамизм. Явления гидродинамизма и любые другие перемещения флюидов вызывают перепады давления, которые нарушают «нормальный» гидростатический режим давлений. В малопроницаемых породах перепады давления могут быть огромными несмотря на незначительность расхода. Гидродинамизм, в отличие от других механизмов, создающих давление, не обязательно нуждается в наличии непроницаемых перегородок. Поскольку перепады давления пропорциональны расстоянию до «плоскости утечки» флюидов, вызываемое этим явлением поровое давление не будет соотноситься с плотностью пластовых флюидов.

Обильная седиментация в сочетании с быстрым оседанием (вызывающим быстрое захоронение осадков) и наличие малопроницаемых отложений являются определяющими факторами существования аномальных давлений. Для удержания флюидов необходимо присутствие вертикальных и боковых непроницаемых перегородок. По мере погружения осадков в процессе оседания, давление флюидов, охваченных непроницаемыми перегородками, увеличивается под действием геостатического давления, тектонических напряжений и температуры, которая сама по себе вызывает многие явления (термическое расширение воды, превращение органического вещества, минералогические превращения глин и т. д.). Флюиды воспринимают часть геостатического давления, которое при нормальных условиях действует на матрицу породы.

Глины и эвапориты играют первостепенную роль в этих явлениях. В отличие от глин эвапориты вызывают резкие изменения порового давления.

Важным фактором является время. Избыточные давления имеют тенденцию к исчезновению, так как в масштабах геологического времени герметичность редко бывает идеальной.

Гидростатическое давление

На жидкость, находящуюся в равновесии, действуют внешние силы, пропорциональные массе жидкости (это силы тяжести и силы инерции); поверхностные силы, обусловленные атмосферным давлением и избыточным давлением. Под действием этих сил в жидкости возникаетгидростатическое давление.

Гидростатическое давление обладает тремя свойствами: всегда направлено по внутренней нормали к площадке, на которую оно действует; в любой точке внутри жидкости зависит от ее координат в пространстве и одинаково по всем направлениям. Многие процессы протекают при давлениях выше атмосферного. Это давление называется избыточным.

Расчет численной величины гидростатического давления - это наиболее частый вид расчета в бурении. Он выполняется по формуле

Р_гдст = r ∙ Н ∙ к,

где Р_гдст – гидростатическое давление;

r – плотность (вес) жидкости;

Н – высота столба жидкости;

к – коэффициент, величина и размерность которого зависит от используемой системы единиц (в системе СИ он равен ускорению свободного падения g = 9,8 м/с²).

Соответственно для расчета гидростатического давления применяют две формулы:

– традиционная: Р_гдст (кгс/см²) = r (г/см³) ∙ Н (м)/10;

– метрическая (система СИ): Р_гдст (МПа) = r (кг/м³) g (м/сек²) ∙ Н (м) 10^-6.

При расчете численной величины гидростатического давления следует придерживаться одной системы единиц. К сожалению, на практике еще не получила преимущества ни одна из систем единиц. На буровой встречаются манометры, проградуированные в атмосферах, барах, мегапаскалях, psi. Поэтому необходимо помнить соотношение этих единиц (в пределах погрешности манометров).

Всегда важно знать величины гидростатического давления, оказываемые столбом БР имеющейся плотности, в нескольких критических точках ствола скважины. Это такие точки, как забой, башмак последней спущенной колонны, голова хвостовика, глубина установки муфты ступенчатого цементирования или стыковочного узла секций обсадных колонн, глубины залегания флюидосодержащих и поглощающих пластов.

Именно гидростатическое давление столба БР является первым критерием системы противофонтанной безопасности.

Физической атмосферой (атм) называют среднее давление атмосферного воздуха на уровне моря при температуре 0°С; 1атм = 101325 Па. Это давление может быть уравновешено столбом ртути высотой 760 мм или столбом воды высотой 10330 мм. В технике пользуются внесистемной единицей – технической атмосферой (ат). Давление в 1 ат может быть уравновешено столбом ртути высотой 735,5 мм или столбом воды 10 м и равно 98066,5 Па, т. е. атмосферное давление зависит от высоты расположения над уровнем моря.

Основное уравнение гидростатики: полное, или абсолютное давление, P, в любой точке покоящейся жидкости слагается из давления на свободную поверхность, Ρ₀) и давления столба жидкости (избыточное давление), ρgh, находящейся над точкой:

Ρ=P₀+ ρgh,

где - плотность жидкости (кг/м³);

g - ускорение свободного падения тела (м/с);

h -высота столба жидкости (м).

Сила избыточного давления на дно сосуда определяется как P= ghF.

Из этой формулы видно, что сила давления жидкости на дно сосуда зависит только от площади дна F и глубины жидкости в сосуде h и не зависит от формы сосуда (рис. 1.1), в который эта жидкость налита.

Это свойство жидкости, на первый взгляд противоречащее обычным представлениям, известно под названием гидравлического парадокса.

Давление в скважине, создаваемое столбом БР, называется гидростатическим, Р_гс, и может быть определено из выражения

Р_гс = r × g × H (Па),

где r -плотность бурового раствора, кг/м³;

g -ускорение свободного падения, 9,81 м/с²;

H -глубина скважины, м.

Как было объяснено выше, гидростатическое давление не зависит от диаметра ствола скважины, а также от сечения, конфигурации ипространственного расположения скважин (наклонно-направленные, горизонтальные) (рис. 1 2).

 

 

Величина гидростатического давления обусловлена двумя величинами:

· глубиной скважины: чем большая глубина скважины, тем больше гидростатическое давление;

· плотностью БР: чем больше плотность БР в скважине, тем больше гидростатическое давление.

В случае наклонной скважины для расчета давления в определенной точке необходимо использовать глубину скважины по вертикали, а не глубину по стволу.

Для предотвращения поступления пластового флюида в скважину гидростатическое давление должно быть больше пластового. Необходимая плотность БР при известном пластовом давлении определяется по формуле

,

где -необходимое превышение давления над пластовым.

Нормативно установлено, что при глубине скважины до 1200 м это превышение должно составлять 10-15 % от пластового, но не более 1,5 МПа; при глубине до 2500 м - 5-10 %, но не более 2,5 МПа; при глубине более 2500 м - 4-7 %, но не более 3,5 МПа.

При проведении работ не допускается снижение плотности БР. На глубоких скважинах и скважинах с высокими температурными градиентами плотность БР меняется в зависимости от температуры и давления. Правила безопасности допускают колебание плотности не более 0,02 г/см³.

Следует отметить, что с увеличением глубины, следовательно, и давления, плотность раствора увеличивается, а с увеличением температуры - уменьшается. При глубинах до 3000 м эти явления взаимно исключают друг друга и их можно не учитывать. При больших глубинах влияние температуры более весомо, что приводит к ощутимому снижению плотности раствора.

 

Давление гидроразрыва

Это давление, при котором нарушается целостность горной породы в стенках скважины за счет разрушения скелетной решетки пласта и возникновения сети макро- и микротрещин, вызывающих увеличение проницаемости и интенсивное поглощение жидкости, находящейся в скважине.

При добыче углеводородного сырья гидроразрыв используется для интенсификации притока флюида к скважине. В процессе бурения гидроразрыв крайне не желателен, так как это приводит к потере БР. Давление гидроразрыва зависит: от величины горного давления, естественной трещиноватости горных пород,порового давления, проницаемости пород, реологических свойств и расхода жидкости разрыва.

При гидроразрыве связи между частицами породы разрушаются, раскрываются существующие и образуются новые трещины различной формы и простирания, составляя систему проводящих каналов. В процессе поглощения трещины размываются поступающим в пласт раствором. После гидроразрыва поглощения происходят за счет раскрытия трещин в пласте при значительно меньшем гидродинамическом давлении в скважине вследствие разрушения связей между частицами породы, размытости и фиксации их БР и шламом.

Давление гидроразрыва будет разным в зависимости от азимута и наклона скважины.

Величина давления гидроразрыва обычно составляет 70-110 % величины геостатического давления. Поскольку геостатический градиент увеличивается вместе с глубиной, градиент гидроразрыва также должен увеличиваться с глубиной. Таким образом, наиболее уязвимой точкой открытого ствола будет башмак последней колонны.

При отсутствии фактических данных давление гидроразрыва, Р_гр, может быть определено по следующим формулам, предложенным разными авторами:

Р_гр= 0,083 Н+ 0,66 Р_пл; Р_гр= 0,87 Р_гор;

Р_гр= 0,85 (Р_гор- Р_пл)+ Р_пл;

Плотность БР, применяемого при разбуривании заданного интервала, следует определять, исходя из следующих двух условий: создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов; а также предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов.

Первое условие имеет вид

,

где р – плотность БР, кг/м;

Р_пл – пластовое давление, Па;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

L_к – глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления; м;

k_р – коэффициент резерва,

µ – коэффициент Пуассона для горной породы.

Рассчитанную р необходимо проверить на соответствие второму условию, из которого следует, что давление бурового раствора в затрубном пространстве против каждого пласта должно быть меньше давления, необходимого для гидроразрыва данного пласта. Второе условие записывается следующим образом:

,

где - содержание жидкости в шламожидкостном потоке без учета относительных скоростей;

Р_Г - давление гидроразрыва (поглощения) пласта;

- потери давления при движении БР в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;

r_ш - плотность шлама, кг/м²;

L_П - глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м;

u_м - механическая скорость бурения, м/с;

d_с - диаметр скважины, м;

Q -расход промывочной жидкости, м³/с.

Поскольку значения и j зависят от расхода промывочной жидкости, то проверить второе условие можно только после установления подачи насосов.

На море величина геостатического давления при равной глубине меньше этого же давления на суше. Следовательно, давление гидроразрыва будет меньше. Кроме того, присутствие пласта воды, иной раз значительного, и пласта воздуха над первыми отложениями уменьшает эквивалентную плотность гидроразрыва.

Если давление в скважине повышать за счет увеличения плотности раствора или созданием избыточного давления на устье, то по достижении некоторой величины оно прекратит повышаться и БР начнет поступать в пласт. Этот процесс и есть давление гидроразрыва. Гидроразрыв – довольно сложное физическое явление. Значение градиента гидроразрыва оценивается по данным, полученным при электрометрических работах, и закладывается в проект бурения скважины. Однако следует помнить, что по этим данным высчитывается ориентировочная величина, а конкретное значение давления гидроразрыва зависит от нескольких параметров:

– величины эффективных напряжений в месте залегания наиболее слабого пласта;

– ориентации скважины (при различных зенитных и азимутальных углах наклонно-направленной скважины давление гидроразрыва будет разным);

– термических напряжений ствола скважины за счет разницы температур пласта и бурового раствора;

– реагирования пласта с фильтратом БР;

– качества корки и наличия в ней кольматирующих добавок;

– предыдущего гидроразрыва.

Давление гидроразрыва обычно пропорционально геостатическому давлению. Поскольку геостатический градиент увеличивается с глубиной, так же увеличивается и градиент гидроразрыва, поэтому наиболее слабым местом открытого ствола скважины будет башмак последней колонны.

В процессе бурения величина давления гидроразрыва определяется опытным путем в нескольких точках ствола скважины. Обычно наибольший практический интерес представляет проведение испытаний после разбуривания нескольких метров ниже башмака последней спущенной обсадной колонны. Это испытание называется испытанием на приемистость или проницаемость (в англоязычном варианте – LEAK – OFF TEST).

Предварительные мероприятия. При проведении опрессовки обсадной колонны необходимо замерить объем жидкости опрессовки, V_опр , закаченный в обсаженную скважину для создания проектного давления опрессовки, Р_опр (рис. 1.3).

Отметить эту точку в системе координат объем, время - давление и соединить ее с началом координат. Получится линия 1. Удвоив значение V_опр и отметив точку на горизонтальной линии Р_опр, соединить ее с началом координат - получится линия 2. С помощью этих линий проводится последующая качественная оценка результатов испытания:

1) после отвердения цемента и опрессовки колонны разбурить цементный стакан и башмак, привести параметры БР в соответствие с геолого-техническим нарядом и углубиться на 3-10 м ниже башмака;

2) промыть скважину с тщательной очисткой БР от шлама;

3) приподнять долото в башмак колонны;

4) собрать линию закачки от цементировочного агрегата в бурильные трубы - в линии должна быть задвижка, отсекающая насос (для точности испытания желательны два независимых манометра);

5) закрыть превентор, настроить циркуляцию через линию дросселирования и при полностью открытом штуцере прокачать линии, отрегулировав производительность цементировочного агрегата в пределах 40–80 л/мин, закрыть штуцер и задвижку перед штуцером;

6) начать закачку с производительностью 40 л/мин, отмечать рост давления на заранее размеченном графике через каждые 40 л.; после получения 4-5 точек на графике убедиться, что линия роста давления (линия 3) находится между линиями 1 и 2 - это свидетельствует о нормальности теста.

Начинать отмечать точки следует после получения первого значения роста давления. Предыдущие точки, когда при росте объема давление не росло, надо отбросить.

Если линия роста давления проходит ниже линии 2, это означает, что породы под башмаком имеют высокую проницаемость. Необходимо прекратить закачку, стравить давление до нуля и повторить тест с увеличенной в два раза производительностью ЦА (80 л/мин).

Если это и возможное последующее повышение производительности до значения 160 л/мин не определят линию роста давления между линиями 1 и 2, значит, цементный камень имеет каналы и надо приступать к исправительному цементированию. Естественно, что все протечки в системе наземной обвязки исключаются.

При нормальном ходе теста давление растет линейно, и в какой-то момент линия роста давления начнет отклоняться вправо, стремясь к горизонтали.

Получаем еще три точки (через каждые 10 с), убеждаемся в выполаживании линии давления, останавливаем насос, отсекаем его задвижкой и следим за давлением 5–10 мин. Давление должно снизиться до уровня, близкого к началу отклонения линии давления. Это значение принимаем давлением начала приемистости, Р_пр. Нельзя закачивать в пласт БР в объеме более 500 л, так как после снятия давления трещины в пласте могут не сомкнуться. После проведения испытания давление в скважине следует снижать плавно, с интенсивностью не более 10 атм/мин, во избежание обрушения стенок скважины.

Если на буровой установлена станция геолого-технологических исследований (СГТИ), то линия роста давления (линия 3) может быть записана на диаграмме самописцем, остается провести линии 1 и 2 в масштабе диаграммы и интерпретировать полученные данные.

После испытания проводится расчет эквивалентного удельного веса начала приемистости: если его фактическое значение ниже проектного на 60 кг/м³ (0,06 г/см³) и более, значит, имеются каналы в цементном камне.

Пример расчетов. Башмак технической колонны Ø 245 мм расположен на глубине Н = 2100 м. Плотность БР r = 1,21 г/см³.

Определено давление проницаемости пород под башмаком (проведен LEAK – OFF TEST), его значение по одному манометру установлено в размере 10,3 МПа, по второму – 1500 psi.

Сделать выводы из полученных результатов и определить максимально допустимые давления на устье при изменении плотности. Для этого необходимо:

1) перевести показания манометров в одну систему –

1500psi ∙ 0,07 = 105 кгс/см² ∙ 0,0981 = 10,3 МПа;

2) в целях определения достоверности результата замера давлений рассчитать эквивалентную плотность давления проницаемости –

r_пр = r + 10 ∙ Р_пр (кгс/см²): Н (м) = 1,21 + 10 ∙ 105: 2100 = 1,71 г/см³;

1,75 – 1,71 = 0,04 < 0,06, т. е. можно сделать вывод, что цементное кольцо герметично (каналы в цементном камне отсутствуют);

3) на размеченной системе координат плотность – давление отметить две точки: точка 1 (r = 1,21; Р = 105), точка 2 (r = 1,71; Р = 0).

Соединив точки 1 и 2 прямой линией, получим график линейной зависимости допустимого давления на устье от изменения плотности БР при угл