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

Рис. 2.12. График изменения забойного давления во времени при различных операциях в скв. № 17-Кузнецовская:

БВ - остановка; ВГ - восстановление циркуляции и промывка; ГД - отсоединение манометра; ЕЖ - восстановление циркуляции; ЖЗ - создание избыточного давления; ЗИ - подъем труб; ИК - восстановление циркуляции; КМ - создание избыточного давления; МЯ - спуск труб; ЯО - подъем труб

са и ниже после прекращения подъема труб. Разница эта обусловлена длительностью релаксационных напряжений, возникающих в первом случае под действием сжимающих усилий, т.е. сжимаемости жидкости, а во втором - ее растяжения. Зафиксированное растяжение столба бурового раствора, вызванное подъемом инструмента, в данном случае колебалось от 2,5 до 4,0 МПа.

Разница между фактическим и расчетным забойным давлением после спуска инструмента составила 2,7 МПа, из них только 0,7 МПа может быть отнесено за счет наличия газа в пробе бурового раствора. Остальная часть (2,0 МПа) обусловлена длительностью релаксации напряжений, в данном случае напряжения сжатия, возникающего при движении труб.

Опрессовка, или создание избыточного давления, в трубах показала, что в вязкопластичных жидкостях с высокими структурно-механическими свойствами давление с устья не полностью передается на забой.

Фильтрация жидкой фазы бурового раствора в хорошо проницаемые пласты также приводит к растяжению столба бурового раствора.

Измерения забойных давлений в скважинах, вскрывших хорошо проницаемые пласты, показывают, что через несколько десятков минут гидростатическое давление становится почти равным пластовому при сохранении положения уровня бурового раствора на устье скважины.

В подобных случаях, когда имеет место фильтрация из скважины в пласт или происходит связывание воды (контракция системы) какими-либо сыпучими материалами (барит, глина, цемент, гематит и т.д.), создаются благоприятные условия для газонефтеводопроявлений, а не поглощений бурового раствора.

Известно, что растяжимость ?- -B практически совпадает со сжимаемостью при небольших избыточных давлениях. Поэтому снижение давления при контракционном и фильтрационном эффекте можно оценить по формуле

Pст = -AV -, (2.58)

V p р

где Рр - коэффициент объемного сжатия (растяжения жидкости); V - объем скважины, м3; AV - объем отфильтро-вавшейся жидкости или контракционное уменьшение объема.

Однако pст не может быть больше pс, обусловленного прочностными свойствами жидкости, которая характеризует удерживающую способность бурового раствора. С некоторым допущением pс определяют по формуле

Pс = , (2.59)

где 9 - статическое напряжение сдвига, Па; 1 - длина бурильной колонны, м; D - диаметр скважины, м; dн - наружный диаметр бурильных труб.

Если pст > pс, то произойдет "разрыв" в столбе жидкости и его оседание, а забойное давление вновь станет равным гидростатическому за вычетом снижения уровня бурового раствора в скважине, что, впрочем, составляет небольшое значение.

За счет фильтрации растягивающие нагрузки могут привести к снижению забойного давления до пластового (pст < < Pзаб - Pпл), но это, в свою очередь, может произойти, если давление, необходимое для преодоления структурных свойств бурового раствора, превысит указанный перепад (pст > pзаб -

- pпл).

Если в разрезе имеется еще один пласт, в который фильтруется жидкость из скважины, то в зоне ниже этого пласта могут возникнуть условия, когда забойное давление станет меньше пластового.

Фактическое гидростатическое давление в скважине, заполненной вязкопластической или вязкоупругой жидкостью, не соответствует расчетному. Отклонения гидростатического давления от расчетного могут иметь как положительное, так и отрицательное значение, что вызвано влиянием температуры, давления, показателя фильтрации, контракции, возмущающих факторов, обусловленных движением труб вниз или вверх, перетоками бурового раствора из затрубного пространства в трубы, взрывами торпед и т.д. Эти отклонения могут иметь достаточно высокое значение, вполне достаточное для гидроразрыва пласта и ухода бурового раствора.

Определение гидродинамических давлений. Спуск или подъем бурильной и обсадной колонн осуществляют трубами и свечами. Процесс этот, безусловно, инерционный и осуществляется в жидкостях, обладающих разной реологической характеристикой (вязкая, вязкопластическая и вязкопластич-ноупругая жидкости и т.д.). Спускаемая колонна по отношению к стволу скважины всегда находится в эксцентричном положении. При этом практически всегда имеют место фильтрационные процессы (за исключением движения труб в обсаженном стволе), вплоть до частичного или даже полного поглощения бурового раствора. При этом надо считаться с тем, что фильтрация воды из раствора в пласт обусловливает появление пристенного слоя с минимальной вязкостью.

Процесс спуска или подъема прерывистый, и в зависимости от времени тиксотропные буровые растворы существенно меняют структурно-механические свойства.

Для скважины со сравнительно большим объемом и значительной глубиной существенное влияние на гидродинамические давления рд оказывают сжимаемость бурового раствора и объемная прочность.

В основу теоретических решений по определению гидродинамических давлений положено то, что движение колонны с открытым или закрытым нижним концом обусловливает движение жидкости в кольцевом пространстве и трубах, которое возникает в результате двух причин:

вязкая или вязкопластическая жидкость увлекается наружной и внутренней поверхностями труб, движущихся со скоростью ит;

жидкость, вытесняемая трубами, течет по кольцевому пространству и в трубах.

Для движения колонны труб с постоянной скоростью в вязкой жидкости задача решалась рядом исследователей