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. 4.3. Систематизация причин газонефтепроявлений при бурении сква-

нако даже незначительное по объему поступление газа из пласта может привести к некоторому снижению забойного давления и возникновению опасности пожара при дегазации бурового раствора на устье. Вместе с тем подобные поступления газа в буровой раствор при рзаб > p пл очень часто дают повод для его утяжеления. Ниже рассмотрены причины поступления в буровой раствор пластовых флюидов и показана целесообразность немедленного утяжеления раствора при первых признаках ГНВП.

Причинами поступления пластовых флюидов в скважину могут являться: капиллярный переток; переток за счет осмоса; поступление пластового флюида с выбуренной и обва-

лившейся породой; гравитационное замещение; диффузия газа; контракционный и фильтрационно-депрессионный эффекты.

Капиллярный переток. Обусловлен капиллярным противотоком при поступлении фильтрата раствора в пласт. Однако поступление флюидов в скважину за счет капиллярного перетока столь незначительно, что не может быть замечено. Кроме того, переток может возникнуть при наличии поровых каналов диаметром до 1 мкм, капиллярное давление в которых способно вытеснить нефть или газ из пласта в скважину. В каналах большего диаметра капиллярные силы слишком малы, и флюиды оттесняются по ним фильтратом бурового раствора в глубь пласта.

Переток за счет осмоса. При осмотическом перетоке флюидов через полупроницаемую перегородку (в данном случае - фильтрационная корка) не происходит существенного накопления пластового флюида в стволе скважины, которое могло бы быть замечено на поверхности.

Поступление пластового флюида с выбуренной и обвалившейся породой. Когда буровой раствор попадает на свежую поверхность породы, только что вскрытой долотом, то за тот короткий промежуток, за которым следует новый срез породы долотом, фильтрат бурового раствора не успевает вытеснить пластовые флюиды из открывшихся пор и трещин и протолкнуть их в пласт. Таким образом, обломки выбуренной породы, выносимые раствором на поверхность, содержат пластовые флюиды.

В результате многочисленных наблюдений установлено, что при разбуривании газосодержащих пород повышение механической скорости проходки приводит к увеличению содержания газа в буровом растворе. Каких-либо признаков поступления жидких флюидов вместе с выбуренной породой практически не отмечено.

Содержание газа в буровом растворе (С, %) может быть рассчитано по формуле

С = V мnD 2с1Рзаб (4 3)

4ОРу

где vм - механическая скорость проходки, м/с; D - диаметр скважины, м; С1 - содержание газа в породе, %; рзаб, ру - соответственно забойное и устьевое давления, МПа; Q - объемная скорость потока бурового раствора в затрубном пространстве, м3/с.

Данные о содержании газа в буровом растворе на выходе из скважины (ру = 0,1 МПа) для условий бурения долотом диаметром 215,9 мм при подаче насосов 25-10-3 м3/с в породах с открытой пористостью, равной 20 %, в зависимости от механической скорости проходки, представлены в табл. 4.1 , где Арзаб - снижение забойного давления; рвых, рисх - плотность бурового раствора на выходе из скважины и исходная - при подаче в скважину; w - суммарный объем поступившего в течение 1 ч газа, приведенный к забойным условиям.

Видно, что при повышении механической скорости проходки за счет поступления газа с выбуренной породой плотность бурового раствора на выходе из скажины значительно снижается. Однако при этом почти не снижается забойное давление. Так, даже при 80%-ном содержании газа и рзаб = = 100 МПа, последнее снижается всего на 2,7 МПа.

Таким образом, при ограничении механической скорости проходки надо исходить не из опасности снижения забойного давления, а из возможной подачи дегазационной установки, а также необходимости предупреждения пульсаций бурового раствора на устье вследствие выхода пузырьков газа из скважины.

Чтобы представить себе объем газа, который может поступить из пласта с низкой проницаемостью при депрессии на пласт, рассмотрим следующий пример. Если предположить, что поступление газа обусловлено депрессией, равной 1 МПа, и вскрыт газоносный пласт толщиной 0,1 м с проницаемостью 1-10 -15 м2 и контуром питания не более 10 м, то в течение 1 ч в скважину может поступить всего 0,2 м3 газа. Вполне очевидно, что поступление газа из низкопроницаемо-

Т а б л и ц а 4.1

Изменение плотности бурового раствора при выходе его из скважин