Тема 3. Поведение газа в скважине

Основные принципы анализа давлений

Давления, которые мы можем регулировать и контролировать при промывке скважины во время ликвидации проявления, являются:

-гидростатическое давление - Рг;

-гидравлические потери (гидродинамическое давление)- Pг.c;

-избыточное давление - Pиз.

Общее давление в любой точке скважины будет складываться из этих трех давлений Pобщ=Рг+Рг.c+Pиз, поэтому представляет интерес рассмотреть вопрос, как рассчитать каждое из этих давлений, а также четко уяснить, как и где эти давления будут способствовать или отрицательно влиять на процесс ликвидации проявлений.

Как известно, газ может находиться в скважине:

n в растворенном состоянии;

n в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно). Размер этих пузырьков равен:

-для жидкости, находящейся в покое; -для движущейся жидкости.

где q - статистическое напряжение сдвига;

t₀- динамическое напряжение сдвига;

К - коэффициент пропорциональности

n виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости (пузырьковый режим);

n в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы (снарядный режим всплытия);

n кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.

Первые три положения сильной опасности не представляют, так как забойное давление снижается незначительно.

Если предположить, что в скважину поступила компактная пачка газа (например при подъеме инструмента), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится. Так как в идеальных условиях объем газа не изменится (в закрытой скважине), то согласно закону Бойля-Мариотта

для идеального газа, давление тоже не меняется (рис.1)

Такое повышение давления может разрушить скважину или вызвать катастрофическое поглощение и как следствие - фонтан. Если при тех условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления.

На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к фонтану (рис.2)

Изменение объема газовой пачки и забойного давления при открытом устье скважины.

Как видно из выше изложенного, неконтролируемое всплытие газа в скважине может привести к катастрофическим последствиям.

Скорость всплытия газа зависит от режима всплытия. Так для пузырькового режима скорость всплытия колеблется от 300 до 350 м/час, а для снарядного от 600 до 900 м/час.

Скорость подъема газа при промывке можно ориентировочно найти по формуле

где V_ж - скорость движения жидкости, м/час;

V_гст - скорость всплытия газа в статике, м/час.

Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:

· Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.

· Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.

· Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.

Тема 4. Причины возникновения ГНВП

. Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при бурении и ремонте скважин являются:

· ошибоки в прогнозировании пластовых давлений или определении проектной плотности бурового раствора;

· наличие тектонических нарушений в районе буровых работ и вскрытия зон с аномально высоким пластовым давлением;

· разбуривание несовместимых интервалов бурения (гидроразрыв, поглощение - снижение гидростатического давления столба бурового раствора на продуктивный горизонт);

· ошибока в определении глубины залегания продуктивных отложений;

· недостаточный оперативный контроль за текущими изменениями пластовых давлений вследствие законтурного заводнения и других факторов;

· использования бурового раствора или жидкости глушения скважины с заниженной плотностью;

· снижения гидростатического давления столба раствора из-за падения уровня в скважине в результате поглощения;

· снижения гидростатического давления столба раствора из-за недолива скважины при подъеме колонны труб;

· снижения плотности бурового раствора при его химической обработке;

· снижения гидростатического давления столба раствора из-за перетоков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространствах;

· уменьшения забойного давления при установке жидкостных ванн с низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов;

· снижения забойного давления в результате проявления эффектов поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и реологических параметров бурового раствора;

· разгазирования раствора в призабойной части вследствие длительных простоев скважины без промывок

· разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в процессе их спуска;

· нарушения целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске в скважину без заполнения их промывочной жидкостью;

· некачественное крепление технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщен-ные напорные горизонты..

· нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.

· наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

Дата добавления: 2015-07-13