TEHNOLOGIJA IZRADE BUŠOTINA I

INŽENJERSTVO NAFTE I GASA

RGF

2

PORNI (SLOJNI) PRITISCI

7

3

Poznavanje realnih vrednosti pornog pritiska naslaga stena duž kanala bušotine predstavlja jedan od glavnih faktora koji utiče na efikasnost i uspešnost ukupnih operacija na izradi bušotine. Ako porni pritisci u fazi projektovanja bušotine nisu adekvatno procenjeni, to može prouzrokovati tehničke probleme kao što su: gubitak cirkulacije, dotok slojnog fluida u kanal bušotine, zaglavu bušaćeg alata, nestabilnost kanala bušotine i dr., a što je sve povezano sa znatnim povećanjem troškova izrade.

Izrada naftnih, gasnih i geotermalnih bušotina, generalno posmatrano, bazira se na saznanjima o veličini pornih pritisaka. Uticaj pornog pritiska na glavne segmente kod projektovanja bušotina prikazan je na slici.

Na dovoljno istraženim lokalitetima vrednosti pornih pritisaka su poznate, što umnogome olakšava i omogućava tehnički ispravno projektovanje bušotine. Na novim istražnim lokalitetima te vrednosti se procenjuju i proračunavaju na osnovu geofizičkih podataka, geoloških prospekcijskih radova, korelacije sa susednim bolje istraženim lokalitetima i važećih proračuna u kojima se koristi savremena naftno-geološka praksa.

Šematski prikaz važnosti pornog pritiska za glavne segmente od uticaja na konstrukciju bušotine

1. Analiza pornih (slojnih) pritisaka zida bušotine

4

Kretanje pornih pritisaka slojeva duž kanala bušotine prikazuje se u obliku gradijenata. Gradijent pritiska je definisan kao promena pritiska po metru dubine. Generalno data jedinica za gradijent pritiska je bar po metru (bar/m). Gradijent pornog pritiska predstavlja odnos pornog pritiska i dubine i odnosi se na kontinuirani propusni sloj. U praktičnoj primeni na projektovanju izrade bušotine gradijent pornog pritiska izražava se kao ekvivalent gustine isplake sledećom jednačinom:

gde su:Gp - gradijent pornog pritiska (kg/dm3)Pp - porni pritisak (bar)Z - vertikalna dubina bušotine (m)

Apsolutne vrednosti gradijenta pornog pritiska duž kanala bušotine mogu znatno varirati, a retko se događa da su funkcionalno zavisne jedino od posmatrane dubine zaleganja naslaga stena. Upravo te promene vrednosti gradijenata duž kanala bušotine komplikuju postupak projektovanja izrade bušotine.

Z0981,0PG P

p ⋅=

5

Porni pritisak je u suštini pritisak fluida koji se nalazi u pornom prostoru matriksa stena, a tipični fluidi su: nafta, gas i slojna voda. U naslagama stena porni pritisci, prema svojoj veličini mogu biti:-Normalni porni pritisak-Smanjeni (subnormalni) porni pritisak -Povišeni (abnormalni) porni pritisak

1.1. Normalni porni pritisakNormalni porni pritisak u nekom sedimentacionom bazenu ekvivalentan je hidrostatičkom pritisku stuba prirodnog fluida prisutnog u tom bazenu. U Panonskom basenu, normalni porni pritisak ekvivalentan je hidrostatičkom pritisku vode gustine 1,01-1,03 kg/dm3.

1.2. Smanjeni (subnormalni) porni pritisakPod smanjenim, subnormalnim pornim pritiskom, podrazumeva se pritisak manji od hidrostatičkog pritiska stuba porne vode. Zone sa smanjenim pornim pritiskom nastaju kao posledica iscrpljivanja slojnih fluida iz ležišta, specifičnih prirodnih uslova i dugogodišnjih erozionih ciklusa, tj. stvaranja viška zapremine pornog prostora u odnosu na fluid.

6

1.3. Povišeni (abnormalni) porni pritisakPod povišenim pornim pritskom podrazumeva se pritisak veći od hidrostatičkog pritiska stuba porne vode. Osnovni uslov za postojanje zona sa povišenim pornim pritiskom je prisustvo nepropusnih stenskih barijera koje stvaraju zamke, čime se ne omogućava slobodna komunikacija fluida u porama stena.Porastom dubine povećava se dubina sedimentacionih stena, a time i geostatički pritisak, tj. pritisak pokrovnih stena. Na taj način povećava se čvrstoća matriksa, jer se povećava površina kontakta zrna u matriksu, pri čemu se smanjuje poroznost uz istiskivanje fluida iz pornog prostora. Relacija navedenih odnosa prikazana je, sledećom jednačinom:

gde su:S - geostatički pritisakMp - pritisak matriksa stenaPp - porni pritisak, tj. pritisak fluida u porama stena

Matematički, vertikalni geostatički pritisak za sedimente prosečne zapreminske mase, tj. gustine, može se izraziti sledećom jednačinom:

pp PMS +=

∫ ⋅⋅=Z

b dZgS0

ρ

7

Zapreminska masa na određenoj dubini u funkciji je gustine matriksa, gustine fluida u porama i poroznosti, a izražena je jednačinom:

gde su:Z - vertikalna dubina zaleganja stenag - gravitaciono ubrzanjeρb - ukupna gustina stenaρm - gustina matriksa stenaρfl - gustina fluida u porama stenaθ - poroznost stena

Ako u toku normalnog kompakcionog procesa, koji prati smanjenje poroznosti i istiskivanje fluida iz pornog prostora, dođe do stvaranja nepropusnih stenskih barijera, one mogu uticati na stvaranje zona sa povišenim pornim pritiscima. Nepropusne stenske barijere sprečiće povećanje čvrstine matriksa stena, tj. smanjenje poroznosti i istiskivanja fluida iz pornog prostora, tako da će deo ukupnog geostatičkog pritiska primiti fluid u porama stene, što će rezultirati stvaranjem zona sa povišenim pornim pritiskom. Proces stvaranja zona sa povišenim pornim pritiskom prikazan je na slici.

( ) θ⋅ρ+θ−⋅ρ=ρ flmb 1

8

Pritisak fluida u porama će sepovećati iznad normalnih vrednostina dubini nekompaktnih stena

Pod uslovom da u procesu sedimentacije postoje nepropusne barijere, uzroci stvaranja zona sa povišenim pornim pritiskom uslovljeni su delovanjem više faktora kao što su: litološki, minerološki, tektonska aktivnost i stepen sedimentacije. Prikazani su uzroci stvaranja zona sa povišenim pornim pritiskom.

9

Uzroci stvaranja zona sa povišenim slojnim pritiskom

1. Arteski vodeni sistem2. Strukturni oblik rezervoara3. Paleo-pritisak4. Tektonska aktivnost5. Osmotski fenomen6. Fenomen dijageneze7. Masivni slojevi soli8. Efekti migracije fluida

10

1. Arteski vodeni sistem

Bušotinom 1 je nabušen sloj sa pornim pritiskom manjim od hidrostatičkog, a bušotinom 2 sa povišenim pornim pritiskom.

11

2. Strukturni oblik rezervoara

Različiti gradijenti pornog pritiska za različita mesta bušenja, u sloju koji zaleže pod izvesnim uglom.

12

3. Paleo pritisak

Neporemećena formacija izdignuta na manju dubinu, okružena nepropusnim barijerama, ima očuvanu ležišnu energiju tj. pritisak.

13

3. Paleo pritisak

Efekat paleo pritiska usled površinske erozije.

14

4. Tektonska aktivnost

Tektonska aktivnost podrazumeva pomeranje samo jednog dela ležišta koje može biti izazvano delovanjem pritiska raseda, nabora, intruzije itd.

15

4. Tektonska aktivnost

Zona povišenog slojnog pritska izazvana pomeranjem dela sedimentacionog basena u pliće horizonte.

16

4. Tektonska aktivnost

Zona povišenog slojnog pritska izazvana pomeranjem dela sedimentacionog basena u pliće horizonte.

17

5. Fenomen dijageneze

Hemijske promene stenskih minerala geološkim procesima.

18

6. Masivni slojevi soli

Masivni sloj soli prenosi geostatički pritisak na formaciju ispod.

19

7. Efekti migracije fluida

Kretanje fluida nagore iz dubokih ležišta ka plićim formacijama rezultuje u njihovom povišenom pritisku.

20

Otkrivanja zona sa povišenim pornim pritiskomČinjenica da formacije sa povišenim pornim pritiskom imaju manju kompakciju i veću poroznost nego slične formacije iste dubine normalnog pornog pritiska, praktično se koristi za otkrivanje i kvantitativno definisanje zona sa povišenim pornim pritiskom. Primenjuje se više metoda, ali svaka od njih bazirana je na praćenju, tj. merenju pojedinih parametara koji su zavisni od promena poroznosti formacija sa dubinom.Osnovni postupak kod primene svih metoda je prethodno određivanje normalnog trenda kompakcije, a odstupanje od ovog trenda u odnosu na dubinu koristi se za otkrivanje i definisanje zone sa povišenim pornim pritiskom. Prelaz od trenda normalne kompakcije, odnosno između zone sa normalnim pornim pritiskom i zone sa povišenim pornim pritiskom nije oštar, već se između njih rasprostire prelazna zona nazvana «tranzitna zona». Otkrivanje i definisanje «tranzitne zone» je od izuzetne važnosti za korekciju gustine isplake i bezbedan ulazak u zonu sa povišenim pornim pritiskom.Za otkrivanje i kvantitativno definisanje zona sa povišenim pornim pritskom, uglavnom se koriste sledeće tehnike:-Analiza regionalne seizmike-Praćenje podataka za vreme bušenja-Analiza karotažnih dijagrama sa bušotina

21

U područjima gde nisu obavljena istražna bušenja, prisustvo zona sa povišenim pornim pritiskom može se predvideti na osnovu rezultata seizmičkih merenja. Brzina prostiranja seizmičkih talasa sa pojedinih intervala seizmičkih profila recipročna je intervalu vremena pređenog puta. Analizom brzine rasprostiranja, odnosno intervala vremena pređenog puta seizmičkih talasa prikazanih po dubini, otkriva se prisustvo zona sa povišenim pornim pritiskom.Tehnika otkrivanja zona sa povišenim pornim pritiskom zasniva se na činjenici da se tokom normalne kompakcije stenske mase smanjuje poroznost, čime se i vreme putovanja seizmičkih talasa smanjuje.Povećanje poroznosti u zoni sa povišenim pornim pritiskom dovodi do smanjenja brzine prostiranja seizmičkih talasa i do povećanja vremena putovanja.Ova metoda uspešno se primenjuje u laporovitim stenama sa intervalima peščara, gde magnituda odstupanja «sintetizovanog seizmičkog talasa» od normalnog trenda konstatovanog u laporovitim stenama ukazuje na zone povišenog pornog pritiska u intervalima slojeva peščara. Osnovni odnosi između brzine rasprostiranja seizmičkih talasa i vremena putovanja prikazani su na slici.

22

Smanjenje brzine prostiranja seizmičkihtalasa i povećanje vremena putovanja u zoni povišenog pornog pritiska

Prolazno vreme, μsec/m

Prolazno vreme

23

Materijali matriksa i slojni fluidi

Prolazno vreme Materijali matriksa i slojni fluidi

Prolazno vreme

Dolomit 132 Destilovana voda

654

Kalcit 138 Slojna voda sa 100000 ppm

NaCl

620

Krečnjak 144 Slojna voda sa 200000 ppm

NaCl

570

Anhidrit 150 Nafta 720

Granit 150 Metan 1886

Gips 159 Vazduh 2730

Kvarc 168 Peščar 156 do 180

Lapor 186 do 480 So 200

Tranzitno vreme za pojedine materijale matriksa i slojne fluide

24

Praćenje podataka za vreme bušenja:Bušenjem kroz sedimente u zavisnosti od geoloških karakteristika stenske mase, režima bušenja i tipa dleta dobijaju se indikacije koje ukazuju na promenu pornog pritiska. Praćenje i registrovanje parametara bušenja na bušaćem postrojenju, pruža bazu podataka za otkrivanje i kvantitativno definisanje pornog pritiska tokom izrade kanala bušotine.Parametri bušenja na osnovu kojih se može uočiti ulazak u zonu sa povišenim pornim pritiskom mogu se grupisati prema vremenu potrebnom za njihovo otkrivanje u dve osnovne grupe:- parametri koji se odmah uočavaju- parametri za koje je potrebno izvesno vreme da bi se uočili

Navedene grupe parametara na osnovu kojih se može uočiti ulazak u zonu povišenog pornog pritiska prikazane su u tabeli. Iako gustina lapora, oblik, veličina i količina nabušenih čestica, gas u isplaci, temperatura protoka i hloridi u isplaci predstavljaju veoma dobre indikatore povišenog pornog pritiska, loša im je strana što se mogu dobiti tek više sati nakon obavljenog bušenja. Ovo se ne odnosi na mehaničku brzinu bušenja, koja odmah daje indikativne podatke.

25

Parametri bušenja na osnovu kojih se može uočiti ulazak u zonu sa povišenim pornim pritiskom

Odmah uočeni Uočeni nakon izvesnog vremena

Karakteristike Karakteristike

NormalnogPP

PovišenogPP

NormalnogPP

PovišenogPP

Mehanička brzina bušenja opada raste Gustina

lapora raste opada

Obrušavanjebušotine,

nateg alataraste Oblik čestica oštre, izdužene

Torzija na dletu

povećava se

Veličina čestica povećavaju se

Protok isplake na izlivnoj cevi

povećava se

Količina nabušenih čestica

povećava se

Zapremina u isplačnim bazenima

rasteGas kod

dodavanja komada

raste

Gas kod manevra raste

Temperatura protoka ispl. raste

Hloridi u isplaci povećava se

Parametribušenja

Parametribušenja

26

Tokom bušenja mehanička brzina se uobičajeno menja sa promenom tipa formacije. Pod uslovom da se buši kroz istu formaciju, mehanička brzina opada sa porastom dubine formirajući liniju normalnog trenda. Neposredno iznad tranzitne zone, u sedimentima koji imaju ekstremno nisku propusnost i praktično predstavljaju zonu zaptivanja oko povišenog pornog pritiska, mehanička brzina se smanjuje ispod linije normalnog trenda. Daljim bušenjem, tj. ulaskom u tranzitnu zonu dolazi do povećanja mehaničke brzine bušenja i njenog znatnog porasta u zoni povišenog pornog pritiska.

Mnogobrojne matematičke jednačine bušenja imaju zajednički cilj da definišu uticaj promenljivih faktora na mehaničku brzinu bušenja. Još 1950-tih godina utvrđeno je da mehanička brzina bušenja zavisi od difrencijalnog pritiska isplake, tj. da isti povećava otpornost formacije na bušenje mehanizmom zadržavanja nabušenih čestica na dnu bušotine, čime se smanjuje efikasnost dleta. Ovu relaciju su potpuno razradili «Jordan» i «Shirley» teorijom «d-eksponenta».

27

U cilju definisanja matematičkog modela procesa bušenja, «Bingham» je koristio sledeću jednačinu:

Pri pokušaju da normalizuju efekat promene opterećenja na dleto, broja obrtaja i prečnika dleta na mehaničku brzinu bušenja, «Jordan» i «Shirley» su našli korelaciju između vrednosti «d» i diferencijalnog pritiska, tako da su jednačinu bušenja rešili po «d-eksponentu»:

gde su:vm - mehanička brzina bušenja (m/čas)Kf - koeficijenat bušivosti za iste formacije (m/čas)n - broj brtaja dleta (o/min)Fd - opterećenje na dleto (10kN)Dd - prečnik dleta (mm)d – eksponent

d

d2

dfm D10937,3

FnKv ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅⋅

⋅= −

d2

d

m

exp

D10937,3Flog58,1nvlog26,1

d

⋅⋅−

−=

−

28

Jednačina “d-eksponenta” može se primeniti za otkrivanje tranzitne zone, tj. prelaza sa normalnog na povišeni porni pritisak pod uslovom da se gustina fluida za bušenje održava na konstantnoj vrednosti. Dokazano je da ukoliko se “dexp”proračunava u intervalima lapora, i njegova vrednost nanese u odnosu sa dubinom na dijagram, rezultantni grafik će imati opšti trend prave linije pod uslovom da su formacije pod normalnim pornim pritiskom.U tim formacijama vrednost “dexp” ima tendenciju porasta sa dubinom. Ulaskom u formacije sa povišenim pornim pritiskom dolazi do odstupanja od normalnog trenda, tj. do smanjenja “dexp”.

Tipična “dexp” kriva

29

1971. god. su “Rehm” i “McClendon” uneli korekciju koja se ogleda u tome da se eliminiše efekat promene gustine isplake uvođenjem korigovanog “dc –eksponenta” jednačinom:

gde su:dc - korigovani “dexp” za gustinu isplakedexp - vrednosti po “Jordan” i “Shirley”-uρn - ekvivalentna gustina isplake za normalni porni pritisakρis - gustina isplake tokom bušenja

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

is

nc dd

ρρ

exp

“dexp” i korigovani d-eksponent (dc) primenjuju se pri kvantitativnom definisanju povišenog pornog pritiska, tako što se njihove vrednosti očitavaju na dubini interesovanja sa ekstrapolirane linije normalnog trenda sa grafika korigovanog “dc”eksponenta. Porni pritisak povezan je sa odstupanjem od linije normalnog trenda relacijom (dexp/ dc) i izračunava se sledećom jednačinom:

30

gde su:Ppn - normalni porni pritisakdexpn - očekivani “d-eksponent” sa linije normalnog trendadc - očitana vrednost sa krive korigovanog “d-eksponenta” na dubini interesovanja

Pored praćenja “d-eksponenta” tokom bušenja često se primenjuje i metoda “Sigmalog-AGIP”. Ova metoda je razvijena sredinom 1970-ih koja definiše odnos između parametara čvrstoće stena i gradijenta pornih pritisaka formacije. To je grafički prikaz parametara čvrstoće stene prema dubini, a daje trenutne informacije o zonama pornih pritisaka (kao ekvivalentnu gustinu isplake).“Sigmalog” se zasniva na teoriji da se čvrstoća stena povećava sa dubinom i da negativno odstupanje od linije normalnog trenda čvrstoće upućuje na povećanje poroznosti, tj. na povišeni porni pritisak u stenama.

( )2,1

exp⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−−=

cpnP d

dPSSP n

31

Analiza karotažnih dijagrama sa bušotina:Nakon dostizanja planirane dubine bušotine izvode se K-merenja. Na osnovu karotažnog dijagrama koji se dobija i interpretacije rezultata K-merenja, mogu se otkriti i kvantitativno definisati zone sa povišenim pornim pritiskom. Ovi karotažni dijagrami prvenstveno koriste tehniku zasnovanu na električnoj provodljivosti, intervalu vremena putovanja zvučnih talasa i gustini stena. Promena kompakcije stenske mase izražena je povećanjem poroznosti koji je u korelaciji sa ponašanjem sledećih parametara na K-dijagramu:

- Smanjenjem specifičnog otpora (R)- Povećanjem specifične provodljivosti (C)- Smanjenjem faktora formacije (F)- Povećanjem vremena putovanja zvučnih talasa (Δt)- Smanjenjem zapreminske mase ili gustine formacije (ρb)- Povećanjem indeksa neutron-vodonik (IHn)- Opadanjem saliniteta formacijske vode (NaCl)- Povećanjem geotermalnog gradijenta

32

Šematski prikaz različitih karotažnih dijagrama sa promenom pornih pritisaka

U slučaju da se navedeni parametri postave u funkciji dubine bušotine, formacije sa smanjenom kompakcijom, odnosno povećanom poroznošću, uočiće se na osnovu anomalija prikazanih na slici. Anomalije odstupanja od normalnih trendova koriste se za otkrivanje zona sa povišenim pornim pritiskom.Najčešći karotažni dijagrami koji se primenjuju za otkrivanje i kvantitativno definisanje pornog pritiska su: karotaž specifičnog otpora (R), zvučni karotaž i karotaž zapreminske mase (ρb).

33

Ulaskom u zone sa povišenim pornim pritiskom gustina isplake za bušenje mora se povećati, tako da ukupni pritisak stuba isplake bude veći od pornog pritiska u nabušenoj formaciji. Time se sprečava dotok fluida iz formacije u kanal bušotine. Međutim, pritisak stuba isplake mora biti ispod pritiska koji može da izazove frakture, tj. lom plićih, relativno slabijih formacija neposredno ispod pete ugrađenih zaštitnih cevi. Poznavanje pritiska pri kojem dolazi do frakturiranja (loma) sedimenata “pfr” na svim dubinama u kanalu je jedan od osnovnih elemenata za planiranje konstrukcije bušotina.Hidrauličko frakturiranje je kompleksan fenomen pri kome je prvenstveno neophodno da pritisak stuba isplake dostigne i za malo pređe porni pritisak, kako bi isplaka penetrirala u porni prostor matriksa. Dalji porast pritiska stuba isplake izaziva sabijanje matriksa. Sabijanje matriksa je najveće u smeru minimalnog naprezanja.Kada pritisak isplake prevaziđe vrednost minimalnog naprezanja matriksa (σmin)i pornog pritiska (Pp), dolazi do frakture (loma) matriksa i fraktura se širi normalno na najmanje glavno naprezanje.

2. Pritisci frakturiranja (loma) formacija

34

Da bi se sprečila fraktura formacije usled delovanja pritiska stuba isplake, u bušotini mora biti zadovoljen uslov:

gde su:pis - pritisak stuba isplakeσmin - glavno minimalno naprezanje matriksa stene. U tektonski neporemećenim sedimentima smatra se da je to glavno horizontalno naprezanje i da je σmin = σh

pminis Pp +σ<

Bušotina

Formacija

Kada je pritisak u bušotini oko 5% veći od minimalnog horizontalnog naprezanja nastaje fraktura

35

2.1. Izračunavanje pritiska frakturiranjaTehnika za kvantitativno definisanje pritiska frakturiranja formacija uključuje sledeće metode:-Metodu predviđanja-Potvrdnu metoduKonstrukcija zaštitnih cevi u bušotini zasniva se na pritiscima frakturiranja koji su kvantitativno definisani metodom predviđanja. Nakon ugradnje i cementacije zaštitnih cevi predviđeni pritisak frakturiranja, ispod pete kolone ugrađenih zaštitnih cevi, mora biti proveren primenom potvrdne metode i to pre nastavka bušenja.

Metoda predviđanja:Za kvantitativno definisanje pritiska frakturiranja metodom predviđanja, koriste se empirijske jednačine i korelacije. Kako je pritisak frakturiranja uvek veći od pornog pritiska, pre primene tih empirijskih jednačina neophodno je prethodno kvantitativno definisati porni pritisak.

Uobičajene jednačine i korelacije koje se primenjuju za kvantitativno definisanjepritiska frakturiranja uključuju:- “Hubbert” i “Willis” jednačinu- “Metthews” i “Kelly” korelaciju - “Ben Eaton” korelaciju

36

1. Jednačina “Hubbert” i “Willis”:

“Hubbert” i “Willis” postavili su (1957) fundamentalne principe koji su još u primeni kao što je: Minimalni pritisak u bušotini neophodan za stvaranje frakture, prikazan je kao potrebni pritisak za savlađivanje minimalnog glavnog naprezanja matriksa, dat jednačinom:

Na osnovu laboratorijskih eksperimentalnih analiza “Hubbert” i “Willis” su zaključili da u regionima neporemećenih sedimenata nastalih normalnom kompakcijom, horizontalno naprezanje matriksa predstavlja minimalno naprezanje. Takođe su došli do saznanja da minimalno naprezanje matriksa u plitkim sedimentima približno iznosi jednu trećinu od vertikalnog naprezanja matriksa koje je rezultat delovanja geostatičkog pritiska, prema jednačini:

pminf Pp +σ=

vhmin 31σ=σ=σ

37

Definisanjem vertikalnog naprezanja matriksa (σv ), jednačinom:

dobija se gradijent frakturiranja «Hubbert» i «Willis»-ovom jednačinom:

gde su:Gf - gradijent frakturiranja stena (bar/m)GS - gradijent geostatičkog pritiska za koga autori smatraju da je ujednačen celom dužinom kanala bušotine (GS = const) i da iznosi 0,2262 bar/mGp - gradijent pornog pritiska (bar/m)0

Pv PS −=σ

3G2G

G pSf

⋅+=

Ovaj metod je imao rezultate za peskove u nekoliko specifičnih oblasti (sve u SAD, obala Meksičkog zaliva), ali primena konstanti za geostatički pritisak i glavno minimalno naprezanje značilo je otežano određivanje tačnog gradijenta frakturiranja na drugim lokacijama. Sada se vrednosti dobijene ovim proračunom smatraju približnim.

38

2. Korelacija “Matthews” i “Kelly” (1967):

Iskustvom stečenim tokom bušenja ustanovljeno je da pritisak frakturiranja raste sa dubinim. Porast pritiska frakturiranja sa dubinom registrovan je u formacijama sa normalnim pornim pritiskom, tako da prethodna jednačina nije generalno primenljiva u dubljim sedimentima. “Matthews” i “Kelly” zamenili su usvojenu pretpostavku, datu od autora “Hubbert” i “Willis”-a, da minimalno naprezanje matriksa iznosi jednu trećinu od vertikalnog naprezanja, sledećim izrazom:

gde je “k” koeficijent naprezanja matriksa definisan iskustveno za određene lokalitete (SAD, obala Meksičkog zaliva), a takođe su sačinili dijagrame za praktičnu upotrebu.Nakon određivanja koeficijenta naprezanja matriksa (k) iz korelacionih krivih, gradijent pritiska frakturiranja proračunava se jednačinom:

( )Pminvhmin PSkk −=σ⇒σ⋅=σ=σ

( ) ( )m/barGGGkG ppSf +−=

39

Grafičko određivanje koeficijenta naprezanja matriksa “k”(“Matthews” i “Kelly”, 1967)

Pritisak

GS - gradijent geostatičkog pritiska

Gp

40

3. Korelacija “Ben Eaton” (1969):

“Eaton” je zamenio koeficijent naprezanja matriksa (k) iz jednačine “Matthews” i “Kelly” sa vrednošću izvedenom iz “Poisson”-ov odnosa. Jednačina na taj način postaje:

Vrednosti za “Poisson”-ov odnos (μ = 0,25 – 0,50) i gradijenti geostatičkog pritiska (GS), potrebni za kvantitativno definisanje gradijenta frakturiranja, određuju se za pojedine lokalitete i neki od rezultata korelacija prikazani sa na slikama.

vh σμ

μσ ⋅−

=1

Konačni oblik jednačine za gradijent pritiska frakturiranja po “Ben Eaton” korelaciji glasi:

Mora se naznačiti da je od svih metoda predviđanja najviše u upotrebi “Ben Eaton”korelacija koja daje i približno najtačnije rezultate.

( ) ( )m/barGGG1

G ppSf +−μ−

μ=

41

Promena “Poisson”-ovog odnosa sa dubinom po “Ben Eaton”-u, za određene sedimente u Zapadnom Teksasu (produktivne formacije) i obalu Meksičkog zaliva

Promena gradijenta geostatičkog pritiska sa dubinom po “Ben Eaton”-u

42

Potvrdna metoda:Nakon ugradnje i cementacije zaštitnih cevi obavlja se test propuštanja stenske mase, pod nazivom “Leak-off test - LOT”. To je test pritiska na kome dolazi do prodora isplake u sloj, tj. formaciju, ali ne i do loma tj. frakture formacije. “LOT” se obavlja, prvenstveno, u cilju provere pritiska frakturiranja neposredno ispod pete ugrađenih zaštitnih cevi, prethodno definisanog metodom predviđanja. Test pritiska se, takođe, može izvesti i radi provere kvaliteta obavljene cementacije, kao i u toku bušenja kanala bušotine radi provere pritisaka frakturiranja izbušene stenske mase.Postupak za ovu metodu je zatvaranje sigurnosnog uređaja oko bušaćih šipki na ustima bušotine (preventer-BOP) i postepeno se kroz bušaće šipke, isplačnom pumpom ili cementacionim agregatom, povećava pritisak u sistemu, sve dok formacija ispod pete zaštitnih cevi ne počne da prima isplaku. Pritisak primanja formacije (“Leak-off” pritisak) plus pritisak stuba isplake koristi se za kvantitativno definisanja pritiska frakturiranja.

43

1524 m

Pi =42 bar

Primer:

- Peta kolone zaštitnih cevi ugrađena je na dubini: Zk = 1.524 m- Primenjena gustina isplake u bušotini je: ρis = 1,44 kg/dm3

- Test je pokazao primanje formacije i ostvareni pritisak na površini , tj. “Leak-off” pritisak je: pi = 42 bar

Izračunati gradijent pritiska frakturiranja na dubini ugradnje pete zaštitnih cevi izražen u ekvivalentnoj gustini isplake.

Određivanje gradijenta frakturiranja

44

Rešenje:

Gradijent pritiska frakturiranja izražen u ekvivalentnoj gustini isplake dobija se sledećom jednačinom:

( )

3

3

/72,10981,0524.1

4244,1

/0981,0

dmkgG

dmkgZ

pG

f

k

iisf

=⋅

+=

⋅+= ρ

Gf = 1,72 kg/dm3

Pi =42 bar

45

Dijagram “Leak-off” testa

Prema tome gustina isplake pri kojoj dolazi do prodiranja u formaciju je 1,72 kg/dm3. U praktičnom izveštaju sa bušaćih postrojenja, gradijent pritiska frakturiranja se izražava u ekvivalentnboj gustini isplake, tako da će u ovom slučaju izveštaj glasiti: Frakturni gradijent na dubini od 1.524 m iznosi 1,72 kg/dm3.

Pritisak

Upumpana zapremina isplake

Leak-offpritisak

46

KRAJKRAJ