Прямая циркуляция с использованием штуцера

· циркуляция однородного флюида

В статическом состоянии до начала циркуляции давление в бурильных трубах на устье р_бк и давление р_кп перед закрытым штуцером равны. Гидростатическое давление столба флюида в кольцевом пространстве равно гидростатическому давлению столба флюида внутри бурильной колонны. Забойное давление в статическом состоянии равно р_кп + р_{гдст кп} (или же р_бк + р_{гдст 1}).

Давление р_заб на забое после начала циркуляции, выраженное через давление в кольцевом пространстве, составит:

р_заб = р_{гдст кп} + Dр _кп + Dр_шт + р_кп

a через давление в бурильной колонне:

р_заб = р_бк + р_{гдст 1} - Dр₁

Давление нагнетания будет:

р_нач = Dр ₁ + Dр _кп + Dр _шт + р_кп

· циркуляция флюидов разной плотности

В статическом состоянии до начала циркуляции давление р_бк в бурильных трубах на устье отличается от давления р_кп, существующее только перед штуцером. Забойное давление равно р_кп + р_{гдст EA} (или р_бк + р_{гдст 1}). При этом мы получаем:

р_заб = (р_{гдст кп} - р_{гдст 1}) + р_кп (1.5)

С учетом давления в бурильных трубах на устье, после начала циркуляции давление нагнетания р_бк будет:

р_уст.бк = р_бк + Dр ₁ + Dр _кп + Dр_шт (1.6)

С учетом давления на устье в кольцевом пространстве:

р_уст.бк = (р_{гдст кп} - р_{гдст 1}) + Dр ₁ + Dр _кп + Dр_шт + р_кп (1.7)

Давление на забое р_заб, выраженное через давление в кольцевом пространстве, будет:

р_заб = р_{гдст EA} + Dр _кп + Dр_шт + р_кп (1.8)

а через давление в бурильных трубах на устье:

р_заб = р_уст.бк + р_{гдст 1} - Dр ₁ (1.9)

 

Обратная циркуляция

В каждой скважине для любого заданного расхода потери давления одинаковы при прямой и обратной циркуляции. Однако давление на забое для двух случаев будет разным, а потери давления в кольцевом пространстве будут отличаться от потерь давления внутри бурильной колонны.

При нормальных условиях бурения давление Dр₁ будет намного выше давления Dр_кп. Таким образом, давление на забое при обратной циркуляции будет гораздо выше, чем при прямой циркуляции.

В рамках операций по обслуживанию и капитальному ремонту скважин может понадобиться подача флюида, выходящего из труб, в кольцевое пространство и направление пластового флюида к манифольду штуцера. При сохранении предыдущих условий давление нагнетания р_нач в этом случае будет:

р_нач = (р_{гдст 1} - р_{гдст кп} ) + Dр_кп + Dр ₁+ Dр_шт + р_кп

а давление на забое р_заб будет:

р_заб = р_{гдст 1} + Dр ₁+ Dр _CL + р_кп

1.3 Газовые законы

1.3.1 Идеальные газы

Рассмотрим постоянную массу вещества в газообразном состоянии, последовательно помещаемую в условия с различными значениями температуры, давления и объема (см. рис. 1.4).

Рис. 1.4 Газовые законы

 

V₁ представляет занимаемый газом объем, P₁ - его давление и Т₁ - абсолютную температуру в ситуации 1,

V₂ представляет занимаемый газом объем, P₂ - его давление и Т₂ - абсолютную температуру в ситуации 2.

Закон для идеальных газов записывается как:

(1.10)

При этом P₁ и P₂ выражаются в одинаковых единицах давления, V₁ и V₂ в одинаковых единицах объема, а Т₁ и Т₂ в единицах абсолютной температуры (градусы Кельвина).

При постоянной температуре получаем закон Бойля-Мариотта:

P₁ ´ V₁ = P₂ ´ V₂ (1.11)

1.3.2 Реальные газы

Реальные газы могут приближаться к идеальным газам, если давление незначительно (порядка нескольких бар). В скважине газы не могут рассматриваться, как идеальные.

Для учета различий в поведении реальных и идеальных газов вводится поправочный коэффициент Z, называемый коэффициентом сжимаемости газа.

Z представляет собой безразмерный коэффициент, зависящий от давления, температуры и состава газовой смеси.

Предыдущий закон преобразуется к следующему виду:

(1.12)

 

Z₁ - коэффициент сжимаемости газа или смеси газов в условиях P₁, V₁ и Т₁

Z₂ - коэффициент сжимаемости газа или смеси газов в условиях P₂, V₂ и Т₂

Z определяется в лаборатории или на основе таблиц. Эта величина заключается в пределах 0.4-1.7.

Часто вводится коэффициент К, определяемый как:

Величины Z_уст и T_уст представляют соответственно коэффициент сжимаемости и абсолютную температуру в условиях на поверхности.

Величины Z_заб и T_заб представляют соответственно коэффициент сжимаемости и абсолютную температуру в условиях забоя.

Рис. 1.5 позволяет определить величину коэффициента К в зависимости от глубины и плотности при установившихся условиях в продуктивном пласте.

 

Рис. 1.5.а. Оценка коэффициента К в зависимости от глубины

и плотности при установившихся условиях в продуктивном пласте

 

 

Рис 1.5.б. Определение удельного веса (градиента) газа

(для природного газа с содержанием метана 80% при удельном весе по воздуху 0,675 и геотермическом градиенте 3°С/100м)

 

ГЛАВА 2. ПОРОВОЕ ДАВЛЕНИЕ И ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

2.1 Геостатическое давление

Геостатическое давление на даннойглубине представляет давление, оказываемое весом вышезалегающих отложений. Иногда употребляется термин литостатическое давление.

Плотность отложений зависит от плотности их матрицы, содержащегося в их порах флюида и пористости. Плотность пород, встречающихся при бурении, колеблется в пределах 1,8-3,1 (см. Справочник буровика, А34).

В нормальных условиях пористость отложений уменьшается вместе с глубиной, а их плотность повышается. В случае глинистых пород пористость уменьшается по экспоненте. Для других типов отложений она уменьшается почти линейно (рис. 2.1).

Рис. 2.1 Изменение пористости пород в зависимости от глубины

 

Исходной точкой геостатического градиента на суше является поверхность земли, а на море - водная поверхность. На суше в осадочных бассейнах градиент меняется в среднем от 0,17 бар/м на поверхности до 0,23 бар/м на глубине 3000 / 4000 м. Затем он постепенно повышается, линейным образом, достигая около 0,25 бар/м на уровне фундамента.

На море его величина находится в сильной зависимости от глубины моря (рис.2.2).

Чем больше глубина моря, тем меньше значение градиента по причине незначительной плотности морской воды по сравнению с плотностью отложений.

Рис. 2.2 Изменение геостатического градиента

в зависимости от глубины залегания

1- теоретическая зависимость, 2- Техас и Луизиана, 3- Калифорния, 4- Северное море

 

2.2 Поровое давление

Поровое давление представляет собой давление, оказываемое флюидами, содержащимися в породах внутри пор и трещин. В равной степени используются термины пластовое давление, давление пластового флюида и давление в залежи.

2.2.1 Связь между поровым давлением и геостатическим давлением. Понятие “эффективное напряжение”

Для пористой породы геостатическое давление и поровое давление связаны следующей формулой:

р_{геостат} = s_v + р_пор

р_{геостат} - геостатическое давление, выраженное в барах,

s_v - вертикальное эффективное напряжение, ведущее к деформации породы и выраженное в барах,

р_пор - поровое давление, выраженное в барах.

В случае непористой породы мы получим р_пор = 0 и р_{геостат} = s_v. Геостатическое давление полностью создается матрицей породы.

В нормальных условиях поровое давление не зависит от геостатического давления.

 

2.2.2 Нормальное поровое давление

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. Для поверхностных вод она находится в пределах 1,00-1,04. В более глубоких пластах она может составить 1,15 и еще больше в случае пород, находящихся в контакте с соляными куполами.

Согласно определению пласта при нормальном давлении, можно сделать вывод о том, что бурение пород с нормальным давлением может осуществляться без проблем с использованием бурового раствора плотностью 1,00-1,20, в зависимости от плотности пластовых вод.

Однако, в некоторых случаях понадобится использовать буровой раствор плотностью ниже 1,00 или выше 1,20.

· Случай расположения буровой выше отметки обнажения поверхности или контура питания проницаемого пористого пласта. Равновесная плотность для пересечения пласта будет меньше 1,00 (рис. 2.3).

 

Рис. 2.3 Расположение буровой выше отметки зоны обнажения

 

· Случай расположения буровой ниже отметки зоны обнажения. Плотность бурового раствора должна быть выше 1,00 для прохождения пласта. Это случай артезианских скважин (рис. 2.4).

 

Рис. 2.4 Расположение буровой ниже отметки зоны обнажения

 

Отметка расположения буровой, отличающаяся от уровня контура питания пласта, создает такую “кажущуюся аномалию давления”, что требует повысить или снизить плотность бурового флюида. Эти аномалии вызываются топографией.

2.2.3 Аномальные поровые давления

Любое поровое давление, не соответствующее определению параграфа 2.2.2, называется аномальным.

Существование аномальных давлений требует одновременного присутствия:

· непроницаемой перегородки, образующей “стенку сосуда, работающего под давлением” и не допускающего сообщения флюидов с атмосферой,

· и явления, создающего давление.

Наличие непроницаемой перегородки связано с геологическими процессами (осадконакопление, диагенез и тектоника).

Вызывающие давление явления многочисленны и разнообразны. Они действуют зачастую одновременно и связаны с физико-химическими процессами. Основные из них:

· присутствие углеводородов (эффект плотности),

· эффект геостатического давления в процессе оседания (недоуплотненные породы),

· минералогические превращения глин,

· термическая экспансия вод,

· осмос,

· отложение эвапоритов,

· превращение органического вещества,

· тектоника,

· циркуляция флюидов (гидродинамизм).

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

а) Происхождение непроницаемых перегородок

Непроницаемые перегородки имеют седиментологическое и тектоническое происхождение. Они вызываются следующими явлениями:

· накопление осадков мало проницаемых или непроницаемых отложений (глины, эвапориты, уплотненные известняки и пр.). В ходе оседания нижезалегающие отложения опускаются без возможности отвода вмещаемых вод. В случае эвапоритов перегородка будет непроницаемой и долговременной, если не вмешаются значительные тектонические изменения.

· тектоническая активность, которая может вызвать нарушения и складки, перекрывающие зоны утечек флюидов. Однако, в некоторых случаях нарушения могут служить дренажом, способствующим миграции флюидов.

Обильное осаждение также может вызвать нарушения, называемые сбросом и складками.

· явления диагенеза (цементация, рекристаллизация) и латеральные изменения фации в природе отложений за время осаждения одного пласта (латеральные изменения фации) приводят, главным образом, к латеральным перегородкам.

 

б) Качество непроницаемой перегородки и переходная зона

В зависимости от качества непроницаемой перегородки следует различать два случая:

· идеальная герметичность. Возникает резкое изменение порового давления на входе в пласт при аномальном давлении.

· неидеальная герметичность. Существует переходная зона, в которой поровое давление повышается постепенно.

Герметичность перегородки весьма относительна. Она зависит от породы, а также от флюидов в ловушках (одна порода может быть относительно непроницаемой для нефти и проницаемой для газа).

Если поровое давление превышает давление гидроразрыва породы, образующей перегородку, возникает гидроразрыв, обеспечивающий утечку части содержащихся флюидов и тем самым уменьшающий давление.

 

б1) Идеально герметичная непроницаемая перегородка

Это касается соли, ангидрита и некоторых нетрещиноватых глинистых известняков (см. рис. 2.5).

Существует внезапное изменение порового давления между породой кровли и пластом с аномальным давлением. Ниже перегородки градиент порового давления может быть нормальным. Он зависит от плотности флюида в пласте.

Плотность глин резко снижается у кровли недоуплотненной зоны, а затем постепенно повышается вместе с глубиной в соответствии с нормальным градиентом.

Рис. 2.5 Случай идеально герметичной породы кровли

 

Необходимо повысить плотность бурового флюида, чтобы осуществлять проходку в зоне аномального давления. Дифференциальное давление на входе в эту зону будет минимальным, повышаясь постепенно по мере углубления скважины. Такое положение влечет за собой опасность потерь циркуляции, загрязнения продуктивных зон и кольматации в результате дифференциального давления на нижних уровнях. Эти опасности существуют также и на верхних уровнях, если не спускать обсадную колонну для разделения различных зон.

 

б2) Не идеально герметичная непроницаемая перегородка

Этот случай касается трещиноватых глин и покрывающих пород. Возникают перетоки из зоны с аномальным давлением в зоны с нормальным давлением. Вероятно наличие переходной зоны между пластами (рис. 2.6).

Возможны два случая:

· глинистая порода покрывает проницаемые пористые недренированные породы под аномальным давлением. В этом случае пластовые флюиды породы под аномальным давлением будут стремиться к уходу через глины. Это вытеснение все меньше и меньше будет затрагивать уровни, удаленные от зоны аномального давления, учитывая увеличение уплотнения глин.

· недоуплотненный глинистый слой окружен проницаемыми пористыми дренированными породами. Находящиеся на периферии недоуплотненной зоны уровни будут стремиться к дополнительному уплотнению, вытесняя часть своих флюидов. Частичное дополнительное уплотнение глин позволяет им выдержать более значительную часть геостатического давления, уменьшая тем самым поровое давление. Уменьшение пористости и проницаемости вследствие дополнительного уплотнения затормозит вытеснение новых флюидов.

 

Рис. 2.6 Случай переходной зоны

 

Существование переходной зоны проявляется инверсией градиента уплотнения глин и увеличением порового давления согласно градиенту выше плотности вмещаемого флюида.

Как и в предыдущем случае, необходимое увеличение плотности бурового флюида вле-чет за собой риск потери циркуляции, загрязнения продуктивных зон и кольматации в результате дифференциального давления в верхних и нижних зонах.

Толщина переходной зоны может колебаться в пределах от нескольких десятков до нескольких сотен метров. Наличие такой зоны способствует обнаружению зон аномальных давлений.