Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 [ 26 ] 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

движению жидкости из пласта в скважину, т.е. к водонефте-газопроявлениям. Поэтому один и тот же пласт может быть поглощающим или проявляющим.

Возникновение поглощения также зависит от способа и технологии бурения. Механическое воздействие (удары, вибрации) бурильного инструмента на стенки скважины или большие избыточные давления могут вызвать поглощение бурового раствора в ранее изолированные или не проявившие себя во время вскрытия горизонты.

В зависимости от толщины и прочности плотного участка породы или цементного камня, значения и цикличности нагрузок, воздействующих на него, разрушение может произойти в различные моменты: при спуске или подъеме бурильного инструмента, восстановлении циркуляции, бурении, спуске или цементировании эксплуатационной колонны и т.п.

Другими технико-технологическими причинами, способствующими возникновению поглощения бурового раствора, являются все факторы, вызывающие увеличение давления в затрубном пространстве при промывке скважины.

Явление поглощения связано с вскрытием проницаемых или (и) слабых пластов при бурении скважины и представляет собой движение бурового раствора или цементного раствора из ствола скважины в пласт под действием избыточного (по сравнению с пластовым) гидростатического (гидродинамического) давления, возникающего в скважине в процессе ее проводки.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений бурового раствора и определяющие направление дальнейших работ, можно разделить на две группы.

1 . Геологические факторы - тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, значение пластового давления и характеристика пластового флюида.

2. Технологические факторы - количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спускоподъемных операций и др.

Поглощения начинаются при условии, что вскрытые пласты обладают достаточно высокой гидропроводностью и перепад давления между скважиной и поглощающим пластом выше определенного его значения, называемого критическим.

В случае недостаточной прочности горных пород происходит гидроразрыв.

Впервые задача о движении в пористой среде вязкопласти-ческой жидкости была рассмотрена Р.И. Шищенко.

Его формула для определения глубины проникновения в пласт имеет вид

l = , (2.3)

где к - опытный коэффициент; d - диаметр зерен, слагающих поглощающий пласт; Ар - перепад давления между пластом и скважиной; р - коэффициент формы; т0 - предельное динамическое напряжение сдвига.

Я.А. Шварц глубину проникновения бурового раствора в пласт предложил определять по формуле

l = к HYdэф , (2.4)

0±рdэфYi

где к - коэффициент, зависящий от формы обтекаемых частиц; H - глубина поглощающего пласта; у - плотность бурового раствора; dэф - эффективный диаметр обтекаемых частиц; i - геометрический уклон пласта, определяемый углом его падения.

А.Х. Мирзаджанзаде получена формула для определения глубины проникновения вязкопластической жидкости в пористую среду:

l = Ар[, (2.5)

где А р - перепад давления; к - проницаемость; d - постоянный коэффициент; т0 - предельное напряжение сдвига буровой жидкости.

Движение бурового раствора в поглощающем пласте подчиняется сложным законам.

Согласно формулам Дарси и Дюпюи, при фильтрации воды в гранулярных коллекторах зависимость расхода жидкости от перепада давления принимается линейной, и индикаторная линия, построенная в координатах расход жидкости - перепад давления, представлена прямой. Однако для отдельных образцов пород зависимость скорости фильтрации от изменения давления нелинейна. При этом скорость фильтрации растет быстрее давления. Такое отклонение от линейного закона объясняют влиянием "защемленного" воздуха, который по мере повышения давления или удаляется, или сжимается, увеличивая водопроницаемость породы.

Е.Е. Керсис рекомендует для радиальных потоков использовать комбинированные зависимости, учитывающие наличие линейного закона фильтрации для внешней зоны области депрессии, где движение ламинарно, и квадратичный закон внутренней зоны, где движение турбулентно, т.е. зависимости типа

! = aQ + fog2,

где ! - давление на стенке скважины; а, fo - коэффициенты, зависящие от параметров пласта и показателей закачиваемой жидкости.

Эта зависимость остается справедливой и для течения вяз-копластичной жидкости.

Однако и двучленное уравнение не может отобразить всего разнообразия особенностей поглощающего пласта.

Течение жидкости в трещиноватых пластах на основе использования представления о двойной пористой среде рассмотрены Г.И. Баренблаттом и Ю.П. Желтовым. Согласно их мнению, поглощающие пласты могут быть представлены в виде трещин и блоков, которые условно объединяются в пористую среду с высокой проницаемостью, где роль поровых каналов играют трещины, а роль зерен - блоки породы, и низкопроницаемую пористую среду, представленную собственно блоками.

При этом считается, что в любой точке пространства имеются два давления и две скорости фильтрации, соответствующие пористым средам. Фильтрация жидкости по обеим пористым средам подчиняется закону Дарси, но коэффициенты проницаемости для сред различны.

Такое модельное представление оказывается полезным при описании поведения деформируемых упругих пород с высокоразвитой трещиноватостью и позволяет описать некоторые виды индикаторных кривых

Q = f(Ap).

На основе модели с начальным градиентом давления в блоках В.И. Мищевич выдвинул предположение о наличии трех законов фильтрации в поглощающих пластах: поскольку поглощающие пласты представлены трещиноватыми, кавернозными и пористыми зонами, то при их вскрытии наиболее вероятно предположение, что фильтрация жидкости в этих породах происходит одновременно по различным законам. В первой - трещиноватой и кавернозной среде - по квадратичному закону Шези - Краснопольского, во второй -