УДК 622.244 © Коллектив авторов, 1998
В.С.Семенякин, М.В.Семеняк, П.В.Семенякин, П.В.Ботвинник (АстраханьНИПИгаз)
V.S.Semeniakin, M.V.Semeniak, P.V.Semeniakin, P.V.Botvinnik (AstrahanNIPIgas)
Определение давлений «утечки» и гидроразрыва горных пород
Determination of "leaking" and fracturing pressures in the rocks
Presented are calculations of "leaking" and hydraulic fracturing pressures. It is shown, that when utilizing drilling mud, having gel strength, it is quite sufficient to know well head pressure, pipe and annulus pressures.
процессе бурения скважин часто возни-
кают поглощения бурового раствора, связанные с раскрытием трещин пласта еще до того, как забойное давление может стать равным давлению гидроразрыва пород. В основном это происходит при бурении глинистых толщ и солевых отложений. Незнание данного явления приводит не только к неоправданным потерям бурового раствора, но иногда и к неожиданным газонефтепроявлениям и ра-попроявлениям, на борьбу с которыми затрачиваются огромные средства.
В таких условиях для осуществления эффективного бурения нужно знать максимальное давление, которое не должно превышать давление начала раскрытия трещин. Это давление в практике бурения скважин называют давлением «утечки». Последнее определяют в основном после спуска промежуточных колонн, их цементирования и вскрытия нескольких метров нижележащих пород. Обычно этот интервал бурения рассматривают как участок пород, склонный к раскрытию трещин, в которые может проникать буровой раствор. Действительно, если статическое давление бурового раствора превышает напряженное состояние горных пород, то в призабойной зоне пласта будет происходить их деформация, сопровождаемая раскрытием трещин. Для горных пород постепенное нагружение давлением будет описываться изменением во времени давления в зависимости от объема закачиваемого раствора в скважину [1, 2].
Существующий в настоящее время метод определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород заключается в следующем: через колонну труб с помощью насо-
сов 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 давления на устье скважины через равные промежутки времени при минимально возможной подаче насосов. Одновременно с замерами давлений определяют объемы закачиваемого бурового раствора в скважину, а после ее открытия - объем вышедшего бурового раствора. По данным замеров строят график изменения давлений на устье скважины в зависимости от объема нагнетаемого бурового раствора и (или) от времени нагнетания. При определении давления «утечки» закачку раствора прекращают, как только происходит отклонение линейной зависимости давления от объема закачиваемого бурового раствора или от времени. 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.1. 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 при упругих деформациях, когда объем скелета
Рис.1. Пример регистрации давления «утечки»
8 12/1998
Объем закачан- Давление на устье скважины, МПа 1
ного бурового раствора, чР Р.л по замерам глубинным 1 манометром 1 Р,г=Р»б.| "Рб.р.Vм 1
2.0 0,20 0,1 0 0
2,5 0,25 0,4 0,05 0,1
10,0 1,00 4,2 3,1 3,7
15,0 1,50 6,2 5,1 5,6
20,0 2,00 8,0 6,6 7,1
25,0 2,50 9,3 7,9 8,4
30,0 3,00 10,3 8,8 9,5
34,0 3,40 10,9 9,2 10,1
37,0 3,70 11,0 9,3 10,0
40,0 4,00 10,8 9,0 9,8
горных пород до нагружения и после него не меняется.
Точка В - давление р , 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»).
Точка С - давление ргр, при котором происходит гидроразрыв горных пород. При дальнейшем нагнетании жидкости в этой точке давление резко падает, что свидетельствует об образовании вертикальных трещин на стенках скважины.
Участок С-Д - гидроразрыв прекращается, давление снижается до давления стабилизации в точке Д. Это давление 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 вследствие попадания туда шлама бурения.
Как видно из рис.1, 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. Поэтому точка В, в которой происходит отклонение от прямолинейной зависимости, характеризует давление «утечки».
При построении кривой необходимо располагать наибольшим число измерений давлений во времени, чтобы была возможность убедиться в том, 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
рут = Рн + Рб.р • 8 ■ Н - Аре, (1)
где рн - давление нагнетания на устье скважины; Рбр - средняя плотность бурового раствора в скважине глубиной Н в зависимости от средних значений давле-
ния и температуры; Аре - снижение гидростатического давления на забое скважины, обусловленное статическим напряжением сдвига при нагнетании бурового раствора.
Для трубного пространства колонны бурильных труб
Аре = 4-еН^н,(2) Рис.2. Зависимость давления на устье от объема закачанного раствора V и где е - статическое времени нагнетания Тпри опрессовке скв. 76 в Майкопских отложениях:
напряжение сдвига 1, 2 - давление на устье соответственно трубного и кольцевого пространства; бурового раствора 3 - давление, приведенное к давлению на устье скважины
определяемое за 10 мин [2]; dвн - внутренний диаметр колонны бурильных труб
При нагнетании в кольцевое пространство
АРе = 4ен/Фвн- ^ (3)
где D - внутренний диаметр промежуточной колонны (диаметр скважины); dн - наружный диаметр колонны бурильных труб.
Зная давление «утечки», можем определить предельно допустимую плотность бурового раствора, используемого для бурения нижележащих пород по формуле
Рб.ртах Рут /(8 Н). (4)
Аналогичным образом по точке С можно определить давление гидроразрыва горных пород с использованием уравнения (1).
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, находящегося в скважине, за более длительный период времени, так как этот показатель, как правило, увеличивается во времени. Поэтому перед опрес-совкой пород обычно восстанавливают циркуляцию бурового раствора с выравниванием параметров по циклу промывки, а затем проводят опрессовку. В данном случае погрешность определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород будет минимальна.
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, можем определить среднее статическое напряжение сдвига по формуле
е=Ар-(Б ^ Н /4Н^ ^ ) (5)
вн н вн вн вн н
и использовать его для расчета Аре по формулам (2) и (3).
Однако и у этого способа имеются недостатки, заключающиеся в том, что как скважина, так и колонна бурильных труб могут быть комбинированными, состоящими из труб различных диаметров и толщин стенок. В таком случае определить е весьма сложно. Поэтому было решено провести опрессовку горных пород с одновременным замером давлений на устье и забое скважины, а затем оценить влияние статического напряжения сдвига на точность определения давлений «утечки» и гидроразрыва.
Опрессовку осуществили в нижнемайкопских отложениях в скв. 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.
12/1998 д
При минимальной подаче насосов цементировочного агрегата 1,2 л/с провели опрессовку горных пород. Полученные результаты представлены в таблице.
По данным таблицы построена зависимость изменения давлений на устье скважины от объема закачанного бурового раствора в скважину и времени нагнетания (рис.2).
Рассматривая изменение давления во времени, можем отметить отклонение его от линейной зависимости во времени от объема закачанного бурового раствора в скважину, которое происходит при давлении нагнетания рн = 4,7 МПа. Из рис.2 видна также разность давлений на устье скважины между трубным (кривая 1) и кольцевым (кривая 2) пространством, что можно объяснить влиянием статического напряжения сдвига. По отношению к забойному давлению, замеренному глубинным манометром, при котором происходит отклонение его от линейной зависимости, и давлению, приведенному к давлению на устье скважины (кривая 3), эта разность может быть определена как
Др =Др1 + Др2, (6)
где Др1 = рн - рм - увеличение давления на устье скважины в трубном пространстве; р =р ,-р, "8'Н; Др9=р -р -
гм ^заб гб.р ° г2 гм гк.п
снижение давления в кольцевом пространстве на устье скважины.
Кроме того, как видно из рис.2, рм=рк п, что позволяет определить среднее давление на устье скважины по формуле
Рср=(Рн+Р„п)А (7)
рассчитать забойное давление по уравнению
Рзаб Рср + Рб.р ^ Н (8)
и сопоставить с забойным давлением, замере
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.