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

фильтрация газа в скважину при скорости бурения 6 м/ч почти не происходила и, наоборот, при скорости в 1 0 раз меньшей количество поступающего в скважину газа было большим. Согласно М.Л. Сургучеву, при малых скоростях бурения (0,75-1,50 м/ч) газ в растворе не был обнаружен.

Столь противоречивые данные объясняются тем, что в приведенных экспериментах количество поступающего в скважину газа мало зависело от скорости бурения.

Результаты повышения содержания газа в буровом растворе при увеличении скорости проходки в продуктивном газовом пласте следующие: долото диаметром 243 мм, объемная скорость циркуляции бурового раствора 30 л/с, пористость и коэффициент насыщения продуктивного горизонта соответственно составляют 20 и 0,8 %, пластовое давление

1 0,0 МПа.

Зависимость содержания газов C2 - C4, образующихся из газоконденсатов, в восходящем потоке бурового раствора (Н.И. Легтев) от скорости бурения продуктивного пласта имеет следующий вид:

Содержание газов в буровом растворе, %........................... 2,1 8,6 17,2

Скорость бурения, м/ч............................................................... 3 12 24

Содержание газов C2 - C4, приведенных к нормальным

условиям в буровом растворе, %............................................. 5,4 10,8 21,5

Скорость бурения, м/ч............................................................... 3 6 12

Е.М. Геллером получены данные по ряду месторождений, на скважинах которых проводился газовый каротаж. Для построения точек на газокаротажной диаграмме выбирался максимум, соответствующий максимуму одного из продуктивных горизонтов. Фактическое содержание газа в растворе O определялось как среднее арифметическое из всех точек этого максимума. Привязка интервала к определенной глубине осуществлялась по электрокаротажу. Для этого интервала находились скорость бурения Ум и средняя подача насосов. Определяли количество кубических сантиметров газа, поступающего из выбуренных пород, на каждый литр бурового раствора, прошедшего через забой (рис. 4.5).

Полученная зависимость отношения фактического O и теоретического Оп содержания газа (0/Оп) от механической скорости бурения Ум характеризует действительный режим обогащения газом бурового раствора на забое бурящейся скважины.

Видно (см. рис. 4.5), что обогащение бурового раствора происходит не только за счет попадания газа из разбуренных

Рис. 4.5. Содержание газа в растворе в зависимости от скорости проходки.

Елшанка: 1 - башкирский ярус, верхняя часть; 2 - угленосная свита; 3 - верейский горизонт; 4 - башкирский ярус, нижняя часть;

Песчаный Умет: 5 - башкирский ярус, нижняя часть; 6 - угленосная свита; 7 - турнейский ярус;

Соколова гора: 8 - башкирский ярус, нижняя часть; 9 - пашийская свита; 10 - живетский ярус

пород. В противном случае зависимость 0/Оп от vм выражалась бы прямой линией, параллельной оси абсцисс (с некоторыми незначительными отклонениями, так как Q Оп). В действительности при небольшой скорости проходки фактическое количество газа в буровом растворе больше того, которое можно извлечь из разбуриваемых пород. При механической скорости 0,5 - 0,6 м/ч зависимость достигает максимального значения.

Избыточный газ сверх "теоретического" мог проникнуть в скважину другими путями.

Увеличение плотности бурового раствора не всегда пр иво-дит к предотвращению поступления пластовых флюидов в ствол скважины. Известны случаи, когда газ в небольших количествах поступает на забой при рисх = 2,202,30 г/см3. Поступление рапы также не удается предотвратить повышением плотности бурового раствора. Известен случай, когда при рисх = 2,502,55 г/см3 рапа продолжала поступать в скважину.

Гравитационное замещение. Гравитационное замещение бурового раствора пластовыми флюидами возможно только при наличии в породе вертикальных тре щин с раскрытием более 2 мм. Кр оме того, такое замещение происходит при равенстве забойного и пластового давлений.

Предположение о том, что на практике может создаваться ситуация, при которой рзаб > рпл, и при этом значительно возрастает скорость гравитационного замещения, неверно, потому что в таких условиях возникают поглощения бурового раствора.

4.1.3. УСЛОВИЯ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГНВП ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ОПЕРАЦИЯХ, ПРОВОДИМЫХ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Современная технология предусматривает бурение скважины, как правило, при рзаб > рпл. Однако соотношение это нарушается по ряду причин:

вскрытие пласта с более высоким, чем ожидалось, пластовым давлением;

падение рзаб ниже проектного из-за нарушения технологии бурения;

нестабильность используемых буровых растворов; фильтрационный и контракционный эффекты; снижение уровня бурового раствора, вызванное его поглощением;

поломка обратного клапана.

Полностью избежать возникновения этих ситуаций при существующей практике буровых работ невозможно. Следовательно, при проводке скважин всегда существует потенциальная опасность ГНВП. Проявления, обнаруженные заблаговременно, могут быть быстро ликвидированы. Трудоемкость работ по ликвидации ГНВП зависит в основном от количества поступивших в скважину пластовых флюидов и по мере его увеличения возрастает.

Основными причинами, по которым пластовое давление может быть выше забойного, что неизбежно приводит к ГНВП, являются:

уменьшение гидростатического давления за счет снижения плотности бурового раствора, поступления в циркулирующий раствор жидкости меньшей плотности, недостаточная дегазация бурового раствора;

падение гидростатического давления за счет снижения уровня бурового раствора в скважине (поглощение бурового раствора, недолив раствора в скважину при подъеме бурильной колонны);

отрицательное гидродинамическое давление, возникающее