в чем заключается механизм гравитационного замещения в бурении
Поступление флюида с выбуренной породой. При механическом углублении скважины в зоне залегания флюидосодержащей породы в результате ее разрушения происходит освобождение флюида, содержащегося до этого в пористом пространстве породы. Выделившийся из породы флюид поступает в БР, смешивается с ним или растворяется в нем.
Для предотвращения возникновения условий снижения забойного давления из-за поступления в скважину газа с выбуренной породой в ПБ предписывается, что «при бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора».
Гравитационное замещение пластового флюида БР возможно только при определенных условиях залегания пластов и их специфической геологической структуре. Пласты-коллекторы должны иметь преимущественно трещиноватую структуру с высокой степенью раскрытости трещин (свыше 1–2 мм) и большими углами падения пластов (более 10–15°). Обычно такие условия залегания пластов бывают приурочены к зонам тектонических нарушений.
При возникновении ГНВП с таким механизмом перемещения флюида следует уменьшать механическую скорость проходки (для ограничения скорости вскрытия новых трещин) и повышать структурные свойства БР (для ограничения глубины проникновения его в трещины).
К процессам массообмена, которые могут служить причинами появления пластовых флюидов в стволе скважины, относятся диффузия и осмос.
Диффузия– это молекулярное проникновение одного вещества в другое при их непосредственном контакте.
При наличии разности концентраций любых веществ на границах сред происходит молекулярное проникновение этих веществ друг в друга и распространение зоны этого проникновения во времени. Процесс диффузии газа заключается в том, что он переходит из газового пласта в БР, в среду, где его концентрация меньше. Перемещение газа под действием разности концентраций называют диффузионным потоком газа. Диффузионный поток способствует выравниванию концентраций и после этого прекращается. Движущей силой диффузии является перепад парциальных давлений, т. е. различие в содержании газа в пласте и за его пределами. Со временем на некотором расстоянии от скважины в пласте накапливается проникший в пласт БР, который, создавая блокирующие зоны, препятствует прохождению газа к скважине.
Коэффициент диффузии зависит от свойств и состава диффундирующего вещества, свойств глинистой корки и БР, температуры, концентрации диффундирующего вещества, давления и т. п.
Если предположить, что парциальное давление в БР равно нулю, а в пласте – 10 МПа, в случае диффузии из этого пласта метана при температуре 60 °С через 1 м глинистой корки толщиной 1 мм (для скважины 245 мм без каверн) за одни сутки в скважину поступит 0,2 м 3 газа.
Процесс накопления флюида в скважине происходит весьма медленно и с течением времени имеет тенденцию к замедлению; процесс диффузии происходит непрерывно, так как выравнивание концентрации флюида в БР и в пласте практически невозможно (циркуляция БР, всплытие газа).
Инструктивными материалами рекомендуется ограничивать длительность простоя скважины без промывки при разбуривании газоносных пластов с обязательным использованием дегазаторов.
Осмос – диффузия растворителя через полупроницаемую перегородку (мембрану), разделяющую два раствора разной концентрации и пропускающую только молекулы растворителя, но препятствующую прохождению частиц растворенного вещества. Сущность осмоса заключается в самопроизвольном переходе растворителя в раствор с большей концентрацией.
В большинстве БР растворителем является водная фаза, имеющая определенную минерализацию. При вскрытии продуктивного пласта, водная фаза которого имеет большую минерализацию, чем БР, происходит перемещение водной фазы (растворителя) из БР в пласт (в раствор с большей концентрацией солей) через полупроницаемую перегородку, роль которой в данном случае играет глинистая корка, образовавшаяся на стенках скважины.
Процесс осмоса носит разовый характер и прекращается при выравнивании концентраций водного раствора (по минерализации) в пласте и БР. Осмотическое увлажнение (или осушение) пород в приствольной зоне скважины может быть причиной возникновения других осложнений, таких как осыпи и обвалы стенок скважины (особенно при разбуривании хемогенных пород) и кавернообразования. Эти осложнения могут в дальнейшем способствовать или явиться причиной возникновения ГНВП. Это, например, могут быть:
— сужения сечения ствола скважины (рост гидродинамического давления– поглощение– ГНВП);
— сальникообразование (свабирование и поршневание при спуско-подъемных операциях);
— поступление пластовых флюидов с осыпавшейся или обвалившейся породой;
Для предотвращения осмотических перетоков следует регулировать минерализацию БР, причем важно сбалансировать не только концентрацию солей, но и их соответствие в БР.
При вскрытом продуктивном пласте, содержащем газ или нефть, неизбежно происходит контакт между фильтратом БР и углеводородным флюидом (несмешивающиеся жидкости) в гидравлических каналах пласта (капиллярах). По отношению к большинству пород-коллекторов вода имеет большую смачивающую способность по сравнению с нефтью или газом, иначе в большинстве своем породы гидрофильны. В таком случае капиллярные силы направлены в сторону расположения углеводородных флюидов, т. е. в глубь пласта, и способствуют продвижению фильтрата БР в ту же сторону, оттесняя флюид.
В буровой практике этот процесс носит название капиллярной пропитки. Процесс происходит до тех пор, пока фильтрат не заполнит пространство вокруг скважины, вытеснив флюид и заблокировав остальную часть порового пространства пласта. При бурении и циркуляции поступивший в скважину флюид выносится на поверхность БР и, как правило, не приводит к осложнениям процесса бурения. Однако при длительных простоях эффект от капиллярного замещения пластового флюида может оказать существенное влияние на изменение плотности БР и его газонефтесодержания. Скорость капиллярной пропитки в значительной степени зависит от гидрофобности глинистой корки.
Противодействовать капиллярной пропитке продуктивных пластов можно снижая водоотдачу бурового раствора или используя буровые растворы, у которых смачивающая способность пород, содержащих нефть или газ, невелика.
Оказывается, что приращение объема глины меньше, чем объем всасываемой жидкости. В результате суммарное изменение объема гетерогенной системы «вода–глина» приводит к уменьшению общего объема смеси по сравнению с исходными объемами глины и воды, т. е. налицо эффект контракции. В практике применяют термин усадка глинистого раствора.
Само по себе явление контракции БР не может стать причиной ГНВП. Уменьшение объема раствора компенсируется некоторым падением уровня в скважине без заметного снижения давления на стенки скважины.
Однако, если структурно-механические свойства БР высокие, то при остановке циркуляции в результате структурообразования силы сцепления БР со стенками скважины могут оказаться столь большими, что это приведет к образованию как бы пустот по длине столба бурового раствора в стволе скважины в сочетании с контракционным эффектом («зависание» БР). Часть объема БР уменьшается в результате контракции, а вышележащий БР не опускается вниз из-за образования структуры и больших сил сцепления со стенками скважины. Такая ситуация создает условия для поступления флюида из пласта под действием локального снижения гидростатического давления БР.
Эффект контракции характерен при распускании не только глинопорошка, составляющего основу БР, но он возникает при попадании в раствор глинистой породы (шлам) и при контакте БР с вновь образовавшейся глинистой коркой. Эффект контракции присущ также цементным растворам и может играть большую отрицательную роль при формировании непроницаемого цементного камня. Образовавшиеся в результате «усадки» трещины и каналы впоследствии могут стать причиной ГНВП и межпластовых перетоков.
– контроль качества приготовления БР для обеспечения максимальной гидратации глины (роспуск глины);
– контроль и регулирование структурно-механических свойств БР (СНС);
– качественная очистка БР от выбуренной породы, особенно при бурении глинистых отложений;
– регулирование процесса коркообразования на стенках скважины;
– сокращение простоев скважины без циркуляции БР.
Поступление флюида из пласта вследствие седиментации бурового раствора. БР как совокупность различных по агрегатному состоянию веществ (твердых и жидких) является так называемой дисперсной системой. Она представляет собой такую систему, где одно вещество (в данном случае твердые частицы глины, утяжелителя, шлама) раздроблено (диспергировано) и распределено в другом веществе (водный раствор химических реагентов). Седиментация бурового раствора – это процесс оседания твердых частиц, диспергированных в нем, под воздействием гравитационного поля (силы тяжести).
В результате седиментации происходит расслоение БР с образованием осадка и обедненной или даже чистой дисперсионной среды (водной фазы БР). Причем расслоение раствора имеет локальную структуру. Места накопления осадка образуются в интервалах изменения сечения ствола (сужения ствола, выступы бурильной колонны, каверны и т. п.), на забое скважины, а также в зонах расположения проницаемых пластов. Очевидно, чем выше места выпадения осадка, тем ниже плотность БР, что, в свою очередь, ведет к уменьшению гидростатического давления. Таким образом, в скважине формируются локальные участки пониженного давления, в которых могут сложиться условия перемещения пластового флюида из флюидосодержащего пласта. Для того чтобы твердые частицы, присутствующие в БР, не выпадали в осадок, он должен обладать структурно-механическими свойствами, которые удерживают твердые частицы во взвешенном состоянии. Процесс седиментации обусловливается следующими факторами:
— низкое значение структурно-механических свойств БР (особенно CHC10);
— низкое качество утяжелителя по фракционному составу;
— недостаточная очистка БР от выбуренной породы.
Соответственно к технологическим мероприятиям, направленным на предотвращение седиментации БР, относятся:
1. Контроль параметров БР.
2. Контроль за качеством утяжелителя и химических реагентов.
3. Обеспечение достаточной для выноса выбуренной породы промывки скважины.
4. Сокращение простоев скважины без циркуляции БР или без предварительной очистки ствола скважины от выбуренной породы.
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.
Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.
2.1. Причины возникновения газонефтеводопроявлений
2.1.2. Возникновение и развитие газонефтеводопроявлений из-за неуравновешенности пластового давления гидростатическим давлением столба раствора в стволе скважины может явиться следствием:
ошибок в прогнозировании пластовых давлений или определении проектной плотности бурового раствора;
тектонических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;
ошибок в определении глубины залегания продуктивных отложений;
недостаточного оперативного контроля за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;
использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;
снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;
снижения гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;
снижения плотности бурового раствора при его химической обработке;
снижения гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;
уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;
разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок;
разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска;
нарушения целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;
некачественного крепления технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Гравитационное взаимодействие
Гравитационное взаимодействие меж ду телами осуществляется с помощью поля тяготения, или гравитационного поля. Это поле порождается телами и является формой существования материи. [16]
Гравитационное взаимодействие между телами осуществляется с помощью поля тяготения, или гравитационного поля. Это поле порождается телами и является формой существования материи. [19]
Гравитационное взаимодействие присуще всем без исключения частицам, однако из-за малости масс элементарных частиц оно пренебрежимо мало и, по-видимому, в процессах микромира несущественно. [20]
Гравитационное взаимодействие между телами осуществляется с помощью поля тяготения, или гравитационного поли. Это поле порождается телами и является формой существования материи. [21]
Гравитационное взаимодействие присуще всем без исключения частицам, однако из-за малости масс элементарных частиц оно пренебрежимо мало и, по-видимому, в процессах микромира несущественно. [22]
Гравитационное взаимодействие проявляется во взаимном притяжении тел и присуще всем телам независимо от их строения, химического состава и других свойств. Ньютоном был установлен закон, определяющий силу взаимного притяжения тел. [24]
Гравитационное взаимодействие между пластовым флюидом и фильтратом бурового раствора может возникнуть, если коллектор имеет трещины по вертикали с раскрытостью более 2 мм. Однако лабораторные исследования [7] показали, что гравитационное замещение возможно при равенстве забойного и пластового давления. [25]
Гравитационные взаимодействия не учитываются современной квантовой теорией поля. [26]
Гравитационное взаимодействие является универсальным, ему подвержены все без исключения элементарные частицы. Однако в процессах микромира гравитационное взаимодействие ощутимой роли не играет. [28]
Гравитационное взаимодействие обусловлено обменом гравитонами. [29]
Причины рапо-, нефте-, и газопроявлений при бурении скважин на утяжеленных буровых растворах
Причины рапо-, нефте-, и газопроявлений при бурении скважин на утяжеленных буровых растворах
Астраханский государственный технический университет
Месторождения нефти и газа характеризуются различными горно-геологическими условиями залегания пластов, разделённых между собой неустойчивыми и поглощающими горизонтами, имеющими пластовые давления от нормальных до аномальных, что требует постоянного регулирования плотности бурового раствора и его реологических свойств.
Применение буровых растворов, имеющих постоянную плотность при большой протяжённости открытого ствола, приводит в приствольной зоне, особенно в нижней части скважины, к дополнительным напряжениям, достигающим давлений раскрытия и образования новых трещин и создающим в них наведённые давления.
О наведённом давлении почти нет публикаций. Чаще всего о его существовании судят по результатам испытаний пластов в процессе бурения скважины с применением пластоиспытателей.
Для примера могут служить результаты испытаний, проведённых в 1975-76 гг. с применением пластоиспытателей МИГ-80 в объединении «Грознефть», они показали ограниченность пласта по размерам, подтверждаемым данными изменения статического давления в конце каждого закрытого периода. Так, в скважине 253 на площади Октябрьская испытывали проявляющий пласт в интервале м.
Первое испытание было проведено в два цикла. В процессе испытания был получен газ. Во время второго открытого периода наблюдалось снижение давления в трубах, что было вызвано вытеснением заполняющей трубы жидкости из труб малого диаметра в трубы большого диаметра.
Во время второго закрытого периода величина восстановления давления оказалась меньше, чем во время первого. Пластовые давления, определённые по первой и второй КВД, составили соответственно 61,9 и 58,3 МПа.
Результаты испытания были подвергнуты сомнению. Испытание решили повторить, что было сделано через 7 сут. после дополнительной подготовки скважины. Для получения более достоверных данных общее время испытания увеличили до 15 ч 25 мин. За это время чередовали три открытых и три закрытых периода. Был получен приток газа, ставший очень интенсивным через 80 мин. Оба манометра, установленные в хвостовике, зарегистрировали одинаковые диаграммы давления.
Результаты интерпретации в отношении пластового давления оказались аналогичными. По трем КВД определили, что пластовые давления составляют соответственно 62,0; 58,9 и 53,5 МПа. (рис.1)
Рис.1. Результаты испытания пласта
в интервале 4 895–4 896 м скважины 253 Октябрьской
В связи с тем, что статическое давление в конце каждого закрытого периода снижалось, был сделан вывод о том, что пласт ограничен по размерам.
Таким образом, при вскрытии порово-трещинных пластов, имеющих раскрытость трещин менее 1 мм, превышение забойного давления над пластовым может вызвать и поглощение, и проявление.
Осложнения возникают каждый раз при вскрытии газонефтеводонасыщенных коллекторов трещинного типа или при гидроразрыве горных пород и обусловлены гравитационным замещением пластового флюида тяжелым буровым раствором. Чаще всего это происходит при бурении глубоких и сверхглубоких разведочных скважин, когда пластовые давления неизвестны. В практике бурения этих скважин развитие осложнений начинается также с частичного поглощения бурового раствора, сопровождаемого появлением пластового флюида на устье.
Начавшееся проявление воспринимается как сигнал к неоправданному повышению плотности бурового раствора. Это мероприятие приводит к еще большим осложнениям в результате чего либо скважину ликвидируют, либо эксплуатационные объекты кольматируются буровым раствором настолько, что при освоении скважины, они оказываются “сухими”.[1]
Существующий в настоящее время метод определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород заключается в следующем: через колонну труб с помощью насосов цементировочных агрегатов нагнетают буровой раствор. Закачку его осуществляют либо в колонну бурильных труб при закрытом затрубном пространстве, либо в затрубное пространство при закрытом трубном пространстве. В процессе нагнетания замеряют давление на устье скважины через промежутки времени при минимально возможной подаче насосов. Одновременно с замерами давления определяют объемы закачиваемого в скважину бурового раствора, а после ее открытия – объем вышедшего бурового раствора. По данным замеров строят график изменения давления на устье скважины в зависимости от объема нагнетаемого бурового раствора и (или) от времени нагнетания. При определении давления «утечки», как только происходит отклонение линейной зависимости давления от объема закачиваемого бурового раствора или от времени, закачку раствора прекращают. Для определения давления гидроразрыва горных пород закачку следует продолжать до тех пор, пока не произойдет гидроразрыв пласта.
Типичная кривая изменения давления «утечки» во времени для хрупких пород представлена на рис.2. 
Рис. 2. Пример регистрации давления «утечки» и гидроразрыва горных пород
Она интерпретируется следующим образом.
Участок А–В – участок кривой, на котором давление линейно увеличивается в зависимости от объема закачанного бурового раствора.
На этом участке деформация пород происходит в соответствии с законом Гука, когда объем скелета горных пород до нагружения и после него
не меняется.
Точка В – давление, при котором происходит переход от упругой деформации к пластической. При дальнейшем повышении давления до точки С отмечается потеря части бурового раствора в результате раскрытия трещин и его поглощения. Давление в точке В соответствует давлению начала раскрытия трещин (давлению «утечки» Рут).
Точка С – давление, при котором происходит гидроразрыв горных пород Ргр. При дальнейшем нагнетании жидкости в этой точке давление резко падает, что свидетельствует об образовании трещин гидроразрыва.
На участке С–Д давление снижается до давления стабилизации в точке Д, которое может быть несколько ниже или равно давлению в точке В. Если давление в точке Д значительно меньше, чем в точке В, то это может быть, вероятно, связано с тем, что трещины гидроразрыва остаются частично открытыми под действием давления нагнетания, в связи с чем буровой раствор продолжает уходить на поглощение при меньшем давлении.
Как видно из рис. 2, прямая линия продолжается до точки В, начиная с которой давления отклоняются вправо. Начиная с точки В снижается приращение давления в зависимости от одних и тех же объемов закачиваемого бурового раствора. В связи с этим по точке В, в которой заканчиваются упругие деформации и происходит отклонение от прямолинейной зависимости, определяется давление «утечки».
При построении кривой необходимо располагать наибольшим числом измерений давлений во времени, чтобы была возможность убедиться, что давление «утечки» будет получено с максимальной степенью достоверности.
После того как давление нагнетания на устье скважины в точке В будет зафиксировано, можно определить давление «утечки» по формуле:
где Рн – давление нагнетания на устье скважины;
ρб. р – средняя плотность бурового раствора в скважине глубиной Н в зависимости от средних значений давления и температуры;
ΔРθ – снижение гидростатического давления на забое скважины, обусловленное статическим напряжением сдвига при нагнетании бурового раствора в колонну бурильных труб.
Для трубного пространства
При нагнетании в кольцевое пространство ΔРθ определяется по уравнению
Зная давление «утечки», можно определить предельно допустимую плотность бурового раствора, используемого для бурения нижележащих пород, по формуле
Аналогичным образом по точке С можно определить давление гидроразрыва горных пород.
На практике при опрессовке горных пород время на подготовительные работы часто значительно превышает 10 мин. В этом случае трудно определить статическое напряжение сдвига бурового раствора за более длительный период времени, т. к. этот показатель как правило увеличивается во времени. В связи с этим перед опрессовкой пород обычно восстанавливают циркуляцию бурового раствора с выравниванием параметров по циклу промывки, а затем проводят опрессовку. В этом случае погрешность определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород будет минимальной.
С целью повышения точности определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород перед опрессовкой необходимо определить начальный градиент давления нагнетания в момент пуска насоса для восстановления циркуляции. В этом случае, пренебрегая потерями на трение при восстановлении циркуляции в связи с их малостью, можно определить среднее статическое напряжение сдвига по формуле
и использовать его для расчета ΔРθ по формулам (2) и (3).
Однако и у этого способа имеются недостатки, заключающиеся в том, что скважина и колонна бурильных труб могут быть комбинированными, состоящими из труб различных диаметров, с различной толщиной стенок. В этом случае определить достаточно точно, а затем оценить среднее статическое напряжение сдвига для определения давлений «утечки» и гидроразрыва можно во время опрессовки горных пород с одновременным замером давлений на устье в трубном и затрубном пространствах.
В качестве примера рассмотрим опрессовку нижнемайкопских отложений в скважине 76 Брагуны. Перед опрессовкой в нее на бурильных трубах был спущен глубинный манометр на глубину 3850 м. Выход из-под башмака промежуточной колонны составлял 50 м. Перед опрессовкой при промывке скважины определили среднюю плотность бурового раствора по циклу циркуляции. Она оказалась равной 1960 кг/м3. При производи-тельности насосов цементировочного агрегата 1,2 л/с провели опрессовку горных пород. Полученные результаты представлены в табл. 1
Результаты опрессовки скважины 76 Брагуны