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

го пласта за счет депрессии будет существенно большим, чем поступление его с разбуренной породой даже при очень высоком показателе открытой пористости.

В связи с указанным вскрытие газоносных низкопроницаемых пластов малой толщины с репрессией считается предпочтительным. При вскрытии с депрессией нефте- и водоносных пластов с низкой проницаемостью поступление в раствор нефти или воды может быть не замечено, но растворенный в них газ будет газировать буровой раствор, а объем этого газа может быть сопоставим с объемами газа, поступающего с выносимой породой.

Расчеты показывают, что если в буровом растворе объемом 100 м3 есть 5-10 % нефти, то поступление 2 - 3 м3 нефти за время цикла циркуляции из пласта толщиной 1 м с проницаемостью (1-2)-10 -14 м2 не будет зафиксировано ни по показаниям плотномера, ни по данным центрифугирования, а поступление 2 - 3 м3 пластовой воды, кроме того, практически не изменит показателя фильтрации раствора. Даже поступление 2-3 м3 рапы в буровой раствор, подготовленный для вскрытия рапопроявляющих пластов, не может быть обнаружено ни по показаниям плотномера, ни по значению показателя фильтрации, ни по результатам замера вязкости. В то же время добавление 2 - 3 м3 жидкости к объему циркулирующего раствора однозначно фиксируется с помощью уровнемера как поступление пластового флюида.

Учет известных факторов, способствующих переходу газа из породы в скважину при разбуривании газоносных горизонтов, сложен и пока не поддается точному определению. Однако с известными допущениями можно определить количество газа, переходящее в скважину в процессе бурения.

Более точно объем газа, поступающий в скважину, может быть определен следующим образом. Очевидно, рассматриваемое его количество прямо пропорционально скорости разбуриваемого газового горизонта и объему выбуренной и обвалившейся породы: чем выше коэффициент кавернозности, тем больше попадает газа в скважину (пропорционально квадрату диаметра вновь образованного ствола и высоте каверны).

Количество газа, попадающее при этом в единицу объема бурового раствора, обратно пропорционально его скорости циркуляции. При этом можно записать:

4 v " Вг

Здесь O - количество газа, поступившего в единицу объема бурового раствора при разбуривании пород в единицу времени; D - диаметр долота; K - коэффициент кавернозно-сти; Ум - механическая скорость бурения; Ур - скорость циркуляции глинистого раствора; n - коэффициент вскрытой пористости пород (он обычно меньше общей, но больше эффективной пористости); a - количество связанной в породах воды; в - коэффициент проникновения фильтрата бурового раствора (воды) (он определяется как отношение скорости Ув проникновения фильтрата (водх) в породу на забое в направлении бурения к механической скорости Ум бурения Ун/Ум); если Ун > Ум, то поступление газа в скважину практически исключается (за вычетом невытесненного газа и газа, заключенного в части закрытых пор); фг, фн, фв - соответственно газо-, нефте и водонасыщение (доли пористого пространства, занятые газом, нефтью, водой); Ун, Ув - объемы газа, содержащегося в растворенном состоянии в единице объема нефти или воды, приведенного к условиям (температуре и давлению) пласта; фн, Ун - растворенный и конденсированный газ; Вг - объемный коэффициент газа, равный объему, занимаемому 1 м3 данного газа при температуре T и давлении р пласта,

Вг = 0,00378 Tz,

где z - коэффициент сжимаемости газа, равный отношению объема реального газа к объему идеального при одинаковых температуре и давлении.

При фг = 1 и фв = 0 формула (4.4) значительно упрощается.

Если пренебречь отклонениями от закона Генри при высоких давлениях, величины Ун и Ув для конкретной пластовой температуры можно приближенно определить по коэффициентам растворимости газов в нефти и воде и по пластовому давлению.

Пластовые флюиды в забойных условиях, попадая в буровой раствор, остаются практически в тех же агрегатных состояниях, в которых они пребывали в породах. При подъеме вместе с глинистым раствором в результате уменьшения давления часть находившихся в состоянии конденсации углеводородов начинает переходить в газообразное состояние.

Подсчитаем весьма ориентировочно количество газа, попадающее во время бурения газового объекта в скважину, при следующих допущениях: фг = 1; a = 0; в = 0.

Примем диаметр долота равным 254 мм, скор ость пр о ходки 5 м/ч, объемную скорость циркуляции 30 л/с при n = = 25 %. Будем считать, что газ представлен метаном, коэффициент растворимости которого в воде составляет 0,03. Примем, что растворимость метана в глинистом растворе равна 0,03 (хотя она будет, несомненно, меньше вследствие минерализации пластовыми водами, наличия твердой фазы и

т.д.).

Приблизительный расчет показывает, что при приведенных данных и допущениях количество поступившего в скважину газа составит 55 см3 за 1 ч. Если допустить, что по р ы пласта заполнены водой с растворенным в ней газом, количество газа, поступившее в скважину, будет значительно меньше 1 6 см3 за 1 ч. Естественно, с уменьшением ско р ости проходки vм в газовом горизонте до 2,5 м/ч скорость поступления газа в последнем случае снизится до 8 см3/ч.

При равномерной скор ости про ходки и известной подаче насосов можно определить снижение плотности бурового раствора на поверхности в результате одного цикла циркуляции.

На рис. 4.4 показано снижение плотности бурового раствора в зависимости от скорости про ходки и подачи насосов (глубина скважины 1 000 м) при начальной плотности раствора

1 ,2 г/см3.

Часто газ попадает в скважину из глин.

Из формулы (4.4) следует, что количество поступающего в единицу времени газа пропорционально механической ско р ости бурения.

Однако данные практики весьма противоречивы, и количество газа в одних случаях больше, в других - меньше, х о-тя условия бурения примерно одинаковы. Так, по данным,

Рис. 4.4. График изменения плотности бурового раствора в зависимости от механической скорости бурения и подачи насосов, л/с: 1 - 30; 2 - 20; 3 - 10; 4 - 5; 5

Механическая скорость бурения, м/ч