Условия, определяющие состояние пород в процессе их разрушения при бурении.

Породы, в которых бурится скважина, находятся в состоянии всестороннего сжатия, при этом в стенке и забое скважины они испытывают напряжение σ_г от гидростатического давления со стороны столба очистного агента, заполняющего скважину, а со всех других сторон находятся в напряжении под действием давления.

Для анализа условий, определяющих состояние пород и ствола скважины, рассмотрим схему на рис. 2.7.

На глубине H и Н_о от земной поверхности мысленно выделим некоторые области околоствольного пространства, имеющие размеры, которые обеспечивают элементарный объем и характеризуют условия, влияющие на устойчивость стенки ствола скважины (объем породы 1 на рис. 2.7) и разрушение породы на забое скважины (объем 2 на рис. 2.7).

Выделенные объемы породы ориентированы в пространстве так, что компоненты напряжений σ_x, σ_y и σ_z являются главными нормальными напряжениями. В этом случае значения всех компонент будут определяться следующей системой уравнений:

нормальные напряжения

σ_z= ρ_пgH,

σ_x=σ_y=λρ_пgH, (2.4.1)

где ρ_п – плотность породы кг/м³ ;

g – ускорение силы тяжести, м/c² ;

H – глубина скважины, м;

касательные напряжения

τ_xy=τ_xz=τ_yz= 0.

Коэффициент бокового распора пород λ – важнейшая характеристика, определяющая распределение напряжений в массиве. Его можно определить по формуле

III

II

Расстояние от центра скважины

σг

σг

σx=σy

a c

b

Рисунок 2.8- Схема формирования давления вокруг скважины: I – область предельного состояния породы; II – область упругих деформаций в породе; III – нетронутый деформациями массив; a, b, c – радиусы отмеченных выше областей состояния породы; σг, σx=σy – давление столба жидкости и радиальные напряжения в породе соответственно

I

σz

(2.4.2)

Для идеально упругих пород коэффициент λ может составлять значение 0,25–0,4 [18]. Однако реальные породы обладают свойством ползучести, что требует уточнения зна-чения коэффициента λ для каждого конкретного случая, особенно для условий бурения глубоких скважин в малопрочных породах.

Например, коэффициент l для мало-связных пород может достигать 1 и определяется из выражения

(2.4.3)

где φ – угол внутреннего трения, град.

Для водонасыщенных пород коэффициент l может достигать 1, для пород дробленных и выветрелых 0,7–0,8.

В соответствии с зависимостью (2.4.1) можно сделать вывод о росте давления с глубиной скважин. Вскрытие массива нарушает сложившийся баланс напряжений и около скважины формируется силовое поле с максимальной концентрацией напряжений. Когда несущая способность пород оказывается недостаточной, то около скважины образуется некоторая предельная область или область минимальных напряжений (рис. 2.8). Породы в этой области претерпевают весь спектр деформаций от упругих (область II) до упруго-пластических и пластических (область I) с последующим разрушением. В результате образования трещин породы увеличиваются в объеме и перемещаются в ствол скважины, т.е. или обрушаются, или выпучиваются. При этом напряжения в предельной области уменьшаются, происходит разрядка упругой энергии пласта.

Разрушение пород в приствольной зоне зависит от интенсивности действующих напряжений, реологических свойств породы и скорости вскрытия массива. При определенных условиях разрядка упругой энергии может сопровождаться «стрелянием» («стреляющие» аргиллиты Норильского рудного поля), осыпями и обвалами пород. Вероятность этих явлений повышается с глубиной скважины, увеличением механической скорости бурения и поровых давлений.

Рисунок 2.9- Возможные осложнения при бурении, вызванные давлением и состоянием пород: а – обрушение пород; б – смятие обсадной колонны; в – выпучивание глинистых пород вследствие их набухания

а

б

в

Состояние пород в приствольной зоне может сопровождаться упругими деформациями и относительной устойчивостью в достаточно длительный период времени (твердые монолитные породы) или неупругими деформациями. Неупругие деформации хрупких пород могут приводить к обвалам, кавернообразованию (рис. 2.9, а). Когда породы вязкие и пластичные, то происходит сужение ствола скважины. Если ствол скважины закрепляется, то на обсадную колонну будут действовать дополнительные сжимающие нагрузки, которые могут привести к её деформированию (рис. 2.9, б).

Рисунок 2.10- Обвалы стенок в интервалах залегания пород в зоне АВПД

Напряженно-деформированное состояние пород в приствольной зоне в значительной мере изменяется из-за физико-химического воздействия бурового раствора (смачивание, кольматирование), процессов растворения, выщелачивания. Вследствие проникновения фильтрата из раствора в глиносодержащие породы происходит их набухание, выпучивание и обваливание в скважину (рис. 2.9, в).

Под влияние бурового раствора может происходить активное развитие предельной области (рис. 2.8). Наиболее активно процесс разрушения пород в предельной области происходит в породах с высоким поровым давлением (АВПД – аномально высоким пластовым давлением), превышающим противодавление со стороны бурового раствора (рис. 2.10).

Для устранения активного разрушения стенок можно использовать методы регулирования свойств и плотности бурового раствора, создавать кольматирующие стенки скважины пленки и корки, отбирать породу из предельной области при сужении ствола, применять специальные режимы бурения. Изменяя физико-химическую природу и плотность бурового раствора, можно направленно влиять на проявление давления как в стенках, так и на забое скважины, а также в продуктивном пласте. Поэтому буровой раствор следует рассматривать как важнейший элемент системы управления напряженно-деформированным состоянием массива в приствольной зоне.

R,м

0 20 40 60 80 Время, сутки

Рисунок 2.11- Изменение радиуса предельной области во времени согласно формулы (2.4.4)

Радиус предельной области может определяться по формуле [7]:

, (2.4.4)

где a – радиус скважины; σ_г – давление столба жидкости в скважине; р_г –давление; σ_o – предел прочности породы при сжатии; φ – угол внутреннего трения.

Формула (2.4.4) позволяет рассчитать конечное значение радиуса предельной области, так как она развивается во времени непрерывно с различной скоростью. Скорость развития предельной области может составлять несколько миллиметров в сутки для твердых пород и несколько сантиметров в сутки для пород мягких. На рис. 2.11 дан график развития области предельного состояния породы. В соответствии с ним развитие предельной области можно условно разделить на два этапа. Первый этап характеризуется высокой скоростью образования предельной области и составляет примерно 30 суток. На втором этапе скорость развития области резко снижается, приближаясь к нулю.

Исследования пород при сложнонапряженном состоянии показывают, что в условиях длительного действия нагрузок породы подвержены ползучести и склонны к релаксации напряжений.

Релаксация (от лат. relaxatio — ослабление, уменьшение) – процесс установления термодинамического, а следовательно, и статистического равновесия в физической системе, состоящей из большого числа частиц.

Tб

D   C

Время

B   A   O

Рисунок 2.12- График изменения ползучести пород в зависимости от величины и времени действия нагрузки

Tб

Эти явления особенно проявляются с ростом глубины скважины и увеличением температуры пород. На рисунке 2.12 показаны типичные кривые ползучести для пород, находящихся под нагрузкой. Для ползучести пород в зависимости от величины действующих напряжений и времени характерны следующие стадии деформирования: мгновенная (участок ОА), неустановившаяся (участок АВ), установившаяся (участок ВС) и интенсивного вязкопластического течения или разрушения (участок СD). Таким образом, при образовании ствола скважины уже в первые интервалы времени возможны значительные деформации и даже обрушения породы из стенок скважины, далее процесс замедляется и переходит в стадию медленного нарастания деформаций (участок ВС) с последующим возможным катастрофическим разрушением стенки ствола. Именно интервал ВС на графике показывает основной временной интервал Т_б, который при бурении в сложных условиях может быть использован для наиболее успешного выполнения и завершения буровых работ в открытом стволе. При задержке времени работ могут возникать значительные осложнения, вызванные интенсивным течением или разрушением породы в стенке скважины (участок СD). Из графиков ползучести породы следует, что чем выше напряжения в породе, тем более коротким является интервал времени Т_б, благоприятный для проведения работ в скважине.

В скважине, заполненной жидкостью, на стенку и забой воздействует гидростатическое давление, которое в статическом состоянии на глубине H определяется по формуле

, (2.4.5)

где ρ_ж – плотность жидкости;

p_о – атмосферное давление.

В верхних интервалах ствола скважины гидростатическое давление будет соответственно меньше и зависеть только от высоты столба жидкости в скважине.

Суммарное давление бурового раствора на забой и стенку скважины складывается из гидростатического давления столба жидкости (зависимость 2.4.5) и перепада давления, связанного с перемещениями в скважине бурового снаряда и динамикой струй промывочной жидкости у забоя. Во время бурения скважин при циркуляции бурового раствора, в результате спуско-подъемных операций, пуска и остановок бурового насоса, проработок ствола скважины, начала или остановок вращения колонны бурильных труб происходят колебания давления в скважине. Величина этих давлений может быть больше или меньше давлений бурового раствора в статическом состоянии. Экспериментальные исследования показали, что многократно повторяющиеся колебания гидродинамического давления вызывают преждевременные нарушения пород стенки скважины, вследствие развития усталостных напряжений. Данное явление приводит к снижению прочности породы на 10–15 %. Другим фактором, способствующим нарушению целостности ствола скважины, является физико-химическое воздействие пород с фильтратом бурового раствора, что приводит к набуханию пород, увеличению их объема и разупрочнению. Это прежде всего связано с разбуриванием глиносодержащих пород и пересечением зон дробления и тектонических нарушений, включающих, как правило, глинку трения – мелкодисперсный продукт разрушения и смещения пород, склонный к набуханию и обваливанию.

Гидродинамическое равновесие при выполнении различных операций бурения можно выразить следующим уравнением:

(2.4.6)

где р_пл– давление пластовой жидкости или газа (пластовое давление);

Н – глубина скважины;

γ – удельный вес промывочной жидкости;

Σp_то – суммарная потеря давления при выполнении различных технологических операций бурения;

p_гр – давление гидравлического разрыва пород.

Для предотвращения выбросов и обвалов стенок скважины следует создавать определенное противодавление со стороны промывочной жидкости σ_г = γН+Σр_то≥р_пл.

Но следует иметь в виду, что при превышении давления р_гр возможна иная проблема – гидроразрыв пород, интенсивное их разрушение и потеря промывочной жидкости.

Значительные колебания давления в стволе скважины происходят при выполнении технологических операций, например, спуске и подъеме инструмента, проработке ствола скважины. Наиболее опасной из названных операций является проработка ствола скважины.

При спуске снаряда (рис. 2.13, а) перед инструментом появляется зона повышенного, а за долотом пониженного давления. При подъеме снаряда (рис. 2.13, б) возникает эффект «поршневания», когда под долотом развивается зона пониженного давления. В результате порода испытывает знакопеременные нагрузки, которые сочетаются с размывом стенок скважины.

К причинам нарушения целостности стенок скважин необходимо отнести:

-

Зоны повышенного давления +рто

Зоны пониженного давления - рто

а

б

Рисунок 2.13- Схемы, поясняющие процессы колебания давления при спуске (а) и подъеме (б) снаряда в скважине

низкие прочностные свойства, влажность и обводненность пород;

- высокие скорости цир-куляции бурового раст-вора, часто повто-ряющиеся интенсивные промывки, ускоряющие эрозию пород;

- газоводонефте-проявления, приводящие к резким снижениям противодавления и выбросам;

- воздействие бурового инструмента.

В таблице 2 приведены разновидности нарушения целостности стенок скважины с указанием характерных признаков и следующих за этим возможных осложнений для бурового процесса.

5 10 15 20 рг, МПа

σсж

Известняк Аргиллит Мрамор Ангидрит

Рисунок 2.14- Графики зависимости значения σсж от величины давления рг

По мере роста величины давления (с глубиной скважины) повышается предел прочности породы на сжатие (рис. 2.14), т.е. порода упрочняется. Для различных пород подобное упрочнение разновелико. Возрастают также модуль упругости и другие параметры механических свойств пород. Из данного материала можно сделать вывод о повышении сопротивляемости породы разрушающему воздействию со стороны бурового инструмента. Коэффициент упрочнения породы в связи с увеличением глубины бурения при наличии промывочной среды в скважине, выражается следующей формулой:

(2.4.7)

где σ_раз – разрушающее напряжение породы, кПа.

Заметное увеличение разрушающего напряжения породы на глубине наблюдается при малых значениях σ_раз. Так, если L = 1000 м,ρ_ж = 13 МН/см³, а σ_раз =10000 кПа, то λ=2,3, если же σ_раз = 100000 кПа, то λ=1,13.

Таблица 2- Возможные виды осложнений при бурении

Продолжение таблица 2

С ростом глубины скважины по мере увеличения всестороннего или, иначе говоря, давления закономерно снижается механическая скорость бурения, что описывается уравнением в такой форме [13]:

, (2.4.8)

где v_б – скорость бурения на глубине Н; e – основание натурального логарифма ( е = 2,718);

v₀ – скорость бурения на заданной глубине Н₀;

α₁ – экспериментальная константа (при Н₀ = 3048 м, равна 0,3 –0,85·10^-4 м^-1).

Так, согласно результатам исследований Р. М. Эйгелеса [31], проводившего эксперименты на специальной установке, может происходить снижение механической скорости бурения в несколько раз при повышении давления. При этом в различных условиях с использованием разных типов бурового инструмента и очистных агентов изменение механической скорости будет различно и строго индивидуально в силу комплексного влияния ряда факторов.

И все же повышение геостатического давления с ростом глубины скважины (градиент роста 0,025 МПа/м) не объясняет значительного, порой кратного, снижения скорости разрушения пород с ростом глубины скважины.

Значительное влияние на процесс разрушения пород на забое скважин оказывает пластовое или поровое давление p_пл. Например, в слабоуплотненных породах с высоким давлением флюидов в порах механическая скорость бурения возрастает, что иногда используется для обнаружения пластов с нефтью и газом при разведке месторождений углеводородов.

Особый интерес представляет влияние давления бурового раствора на буримость, поскольку его можно регулировать изменением плотности бурового раствора.

Имеющиеся данные указывают [13], что с увеличением давления на забой скважины буримость пород снижается. При этом на скорость бурения влияет разница между забойным давлением бурового раствора σ_г и пластовым поровым давлением р_пл:

p_д = (σ_г– р_пл).

Это давление р_д называют дифференциальным. Оно играет значительную роль в процессе удаления продуктов разрушения из зоны породоразрушающего действия, а также влияет на объем лунок, образующихся при разрушении породы на забое.

Предполагается, что сопротивляемость породы разрушению в забойных условиях определяется зависимостью [13]:

, (2.4.9)

где σ₀ – сопротивляемость породы разрушению в атмосферных условиях;

φ – угол внутреннего трения породы (30 – 35^º).

Фактически на буримость влияет не столько величина порового давления р_пл, сколько разность давлений бурового раствора и в поровом пространстве пласта на глубине проникновения породоразрушающих резцов в породу забоя. В твердых породах с большими значениями σ₀увеличение сопротивляемости породы разрушению, обусловленное дифференциальным давлением, незначительно. В мягких породах дифференциальное давление имеет более выраженное влияние, поэтому мягкие породы, встречаемые на значительных глубинах, разбуриваются столь же трудно, как и твердые породы. Это связано прежде всего с упрочнением пород, а также с процессом удаления образующихся при разрушении породы обломков, которые могут быть вытеснены с забоя достаточно быстро или оставаться на месте, подвергаясь повторному разрушению. Это зависит от результирующих сил, воздействующих на частицы.

P

σг

рпл

г

P

σг

в

P

σг

рпл

д

P

σг

б

Рисунок 2.15- Схемы, поясняющие процесс влияния гидростатического σги пластового рпл давлений на процесс разрушения породы на забое скважины: а – действие угнетающего усилия Fп; б, в – разрушение плотных пород; г, д – разрушение пористых пород с различной величиной пластового давления рпл

R

Fп

a

a

I I

σг

σг

Р

Рассмотрим механизм влияния дифференциального давления на процесс разрушения породы на примере вдавливания индентора в неё (рис. 2.15, а).

При возникновении трещины отрыва в породе образуется полость, давление в которой условно равно нулю. Раскрытию трещины препятствует усилие F_п , которое является результатом действия гидростатического давления σ_г столба буровой жидкости в скважине, воздействует на отделяемую от забоя часть породы: .

Из выражения следует, что чем больше давление столба жидкости, тем больше его отрицательное влияние на процесс разрушения породы. Но при этом, как показывают исследования, могут быть различные варианты влияния бурового раствора на процесс разрушения породы на забое, определяемые как геологическими условиями, так и свойствами буровой жидкости.

Первый вариант развития ситуации с разрушением плотной породы (рис. 2.15, б) возможен, если буровой раствор и его фильтрат не проникают в трещины зоны разрушения породы. Причинами этого могут быть значительная вязкость бурового раствора, содержание в нем твердой фазы, а также высокая скорость породоразрушающего действия со стороны инструмента, вызванная, например, высокой частотой вращения долота. В этом случае рост давления σ_г неизбежно ведет к снижению эффективности процесса разрушения породы вследствие слабой и неполной очистки забоя, повторного переизмельчения шлама.

рпл

Fп

Ff

Рисунок 2.16- Механизм разрушения породы при влиянии дифференциального давления: а – большое значение (σг– рпл) – псевдопластическое поведение; б – небольшое или отрицательное (σг– рпл) – хрупкое поведение.

Р

Р

флюид

а

б

Если же свойства бурового раствора позволяют ему проникать в трещины и капилляры зоны разрушения достаточно быстро (со скоростью, соизмеримой со скоростью образования трещин зоны разрушения), рост давления σ_г только способствует эффекту породоразрушающего действия плотной породы, так как при проникновении раствора в зону разрушения давление в этой зоне и над ней выравнивается (рис. 2.15, в).

В случае если индентор внедряется в пористую породу (рис. 2.15, г), в которой располагается флюид с пластовым давлением р_пл, то в процессе его внедрения флюид начинает поступать в зону разрушения, выравнивая перепад давления. В этом случае угнетающее усилие: , т.е. снижено на величину пластового давления. Но если пластовое давление ниже гидростатического, то процесс разрушения будет затруднен, порода условно упрочнена, а процесс разрушения иметь признаки псевдопластического поведения (рис. 2.16, а).

Наиболее эффективно процесс разрушения может развиваться, если пластовое давление превышает гидростатическое (σ_г >р_пл). В этом случае угнетающее давление F_п не только отсутствует, но и возникают условия для активного отделения разрушенных кусочков породы от забоя (рис. 2.15, д; рис. 16, б) как при хрупком разрушении породы в атмосферных условиях.

Нефильтрующиеся жидкости приводят к росту прочностных и пластических свойств пород при увеличении гидростатического давления, что проявляется в уменьшении площади зоны разрушения и объема разрушенной под штампом породы, а при давлении более 50 МПа площадь зоны разрушения соизмерима с площадью штампа.

В фильтрующихся жидкостях с ростом гидростатического давления от 50–75 МПа увеличиваются зоны разрушения и объем разрушенной породы под штампом, особенно это заметно при давлении 25–50 МПа. На размеры и объем зоны разрушения весьма существенно влияет вязкость фильтрующей жидкости.

В условиях забоя скважины в процессе разрушения порода не изолирована от воздействия бурового раствора и его фильтрата, а последний, фильтруясь сквозь забой, способствует уравновешиванию гидростатического давления в пределах глубины проникновения. Условием эффективного разрушения является опережающее индентор проникновение фильтрата в глубину породы.

При наличии капиллярного давления, превышающего гидростатическое, жидкость проникает в трещины забоя, образуемые долотом, и устраняет всестороннее давление в области разрушения. Поэтому можно считать, что породы при разрушении на забое скважины не находятся в объемно-напряженном состоянии в пределах зон разрушения и предразрушения при условии проникновения в них флюида.

δ

Lт

lт

P

рс

рс

Рисунок 2.17- Схема для анализа процесса разрушения породы в условиях угнетающего давления, возникающего вследствие давления внутри скважины рс

Природа влияния дифференциального давления р_д на механическую скорость бурения заключается в ухудшении буримости пород за счет роста их прочности вследствие возникновения угнетающего усилия, прижимающего частицы породы (шлам) к забою.

1. Незначительный рост дифференциального р_д и угнетающего давлений (1,4–5,0 МПа в зависимости от прочности породы) вызывает уменьшение объема разрушенной породы за каждое поражение забоя в результате перехода от эффективного объемного разрушения к менее эффективному усталостно-поверхностному.

На рисунке 2.17 показан механизм влияния внутрискважинного давления р_с, которое может приводить к появлению существенного по величине угнетающего давления. В этом случае рост магистральной трещины L_т при внедрении резца долота в породу на глубину δ будет невозможен и размеры зоны её разрушения ограничатся меньшей по размеру трещиной длиной l_т.

С увеличением прочности породы чувствительность к действию дифференциального р_ди угнетающего давлений F_п на разрушение снижается.

2. При современных условиях бурения глубоких скважин реализуется в основном усталостно-поверхностное разрушение, вероятность которого увеличивается с глубиной скважины. Причина этого – в недостатке осевого усилия.

δ, мм

1,5

1,0

0,5

0 0,27 0,4 1,0 5,0 9,0 13 τк, с

Рисунок 2.18- Зависимость глубины внедрения индентора в мрамор от времени внедрения при различных условиях и средах: 1 – атмосферные условия, Рос=0,33 кН; 2 – вода, Рос=0,6 кН, рс=30 МПа; 3 – глинистый раствор, η = 1·10-2 Па с, Рос=0,6 кН, рс=30 МПа; 4 – глинистый раствор, η = 2·10-2 Па с, Рос=0,6 кН, рс=30 МПа; 5 – глицерин,η = 1,4 Па с, Рос=0,6 кН, рс=30 МПа

Сделанные выводы могут иллюстрироваться также опытными графиками (рис. 2.18), из которых следует, что на глубину внедрения индентора в породу существенно влияет не только время внедрения индентора в породу τ_к и величина осевого усилия Р, но и вязкость раствора η, которая определяет скорость фильтрации в зону разрушения. В условиях внутрискважинного давления р_с для достижения равной глубины внедрения индентора, полученной в атмосферных условиях (на поверхности земли) потребовалось существенно более значительное осевое усилие. При этом скорость внедрения индентора оказалась существенно зависимой от вязкости раствора.

Механическая скорость бурения в зависимости от дифференциального давления может определяться по формуле [13]:

, (2.4.10)

где v₀ – скорость бурения при σ_г=р_пл;

α₂ – экспериментальная постоянная, равная (1,2–2,3)·10^-7 Па^-1.

Если дифференциальное давление поддерживать постоянным, механическая скорость бурения не будет зависеть от давления промывочной жидкости на забой и всестороннего давления. Более того, скорость бурения существенно возрастает, если давление бурового раствора становится меньше пластового, т. е. величина дифференциального давления будет меньше нуля (рис. 2.18) [13]. С учетом этого разработаны технологии бурения с нулевым перепадом давления в системе «разбуриваемый пласт – ствол скважины» (σ_г = р_пл) и с отрицательным перепадом (σ_г < р_пл).

-3 0 3 6 Дифференциальное давление, МПа

Рисунок 2.19- Влияние дифференциального дав- ления на механическую скорость бурения: 1 – проницаемые породы; 2 – глины

Технологии бурения при отрицательном перепаде давления (давление флюида в пласте превышает давление в скважине у забоя) получили название бурение на депрессии.

В то же время рост скорости бурения при снижении дифферен-циального давления наблюдается в основном только в проницаемых пористых породах (позиция 1 на рис. 2.19). В плотных мало-проницамых породах, например, глинах, скорость бурения при изменении дифференциального давления меняется незначительно (позиция 2 на рис. 2.19). Основным направлением интенсификации процесса разрушения таких пород может быть применение буровых растворов малой вязкости,

с поверхностно-активными компонентами, малым содержанием твердой фазы, а также использование сбалансированных частот вращения долот, обеспечивающих возможность проникновения жидкости в трещины зоны разрушения со скоростью, близкой к скорости их образования.

Снижение дифференциального давления до минимальных значений позволяет не только повысить производительность бурения, но и качество вскрытия продуктивных горизонтов, поскольку при превышении пластового давления над давлением в скважинном призабойном пространстве практически полностью исключается явление кольматации продуктивного пласта.

Кольматация ( итал. colmata – наполнение) – процесс механического и химического перекрытия пор коллектора при вскрытии продуктивного пласта за счет проникновения в поры бурового раствора.

Особенно актуальной данная задача становится в связи с широкой реализацией бурения вертикально-горизонтальных стволов скважин со вскрытием продуктивных пластов на многие сотни и тысячи метров горизонтальными участками.