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

но по тем же параметрам, что и дебит скважины. Следовательно, интенсивность ГНВП зависит от депрессии на пласт, проницаемости и толщины вскрытой части проявляющих пластов, а также от вида флюида.

При малых объемах флюида, поступающего в скважину, например газа, вследствие низкой проницаемости коллектора забойное давление возрастает до тех пор, пока структурированный раствор будет выдерживать воздействие возникающего избыточного давления. Поступление газа в скважину может прекратиться, если забойное давление станет равным пластовому или превысит его. В этих случаях при промывке скважины после остановок поступивший в скважину пласто-вый флюид вымывается с забоя в виде газированной пачки.

Если поступление флюида (чаще всего газа) в скважину при отсутствии циркуляции обнаруживается только при промывке после спуска бурильной колонны во время выхода с забоя газированной пачки, то подобное проявление чаще всего не требует повышения плотности бурового раствора.

Поступление пластового флюида в скважину при бурении, приводящее к повышению уровня бурового раствора в приемных емкостях, следует считать явлением опасным и требующим увеличения плотности раствора.

4.1.4. О ПРИРОДЕ ГАЗИРОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Газ, попавший в буровой раствор, может находиться в нем в растворенном или свободном состоянии.

Газ в свободном состоянии схематично можно рассматривать в виде шара, находящегося под воздействием определенного внешнего давления. При движении бурового раствора вверх давление на газовый шар будет уменьшаться, и он увеличится в объеме.

Система, в которой газовые пузырьки (шары) свободно распределены, относится к эмульсии газа в жидкости.

Сильно концентрированные эмульсии называются пенами, в которых большая поверхность жидкости соприкасается с газообразной фазой, поэтому такая система, стремясь уменьшить свою поверхность раздела, неустойчива. В пенистой жидкости устойчивость пузырьков равна нулю. При сближении пузырьков жидкость вытесняется из пограничных пленок; происходит коалесценция. Для растворов устойчивость пен зависит от концентрации растворенного вещества.

Максимум устойчивости наблюдается уже при малых концентрациях, когда адсорбционный слой еще не насыщен. Если поверхностная прочность раствора большая, максимум устойчивости сдвигается в сторону больших концентраций.

Большие пузырьки газа или воздуха, попавшие в буровой раствор, могут диспергироваться, что зависит от режима движения раствора. Чем больше раздроблен пузырек воздуха, тем труднее он подвергается дальнейшей диспергации. При движении бурового раствора с растворенным газом образуется большое количество пузырьков вследствие резкого снижения давления.

Буровой раствор в зависимости от физико-механических свойств удерживает различное количество газа. Выделение газовых пузырьков также определяется указанными свойствами раствора. Буровые растворы, обрабатываемые некоторыми химическими реагентами, могут содержать весьма высокое количество газа (воздуха) - от 25 до 30 % и даже больше.

Продвижение газовых пузырьков относительно бурового раствора обусловливается рядом факторов, в основном небольшими их размерами и большими значениями напряжения сдвига бурового (глинистого) раствора.

Максимальный диаметр dmax шара газового пузырька, удерживаемого буровым раствором, определяется статическим напряжением сдвига последнего:

dmax = 66 / gp, (4.14)

где p - плотность бурового раствора; dmax - диаметр пузырьков в форме шара; 6 - статическое напряжение сдвига раствора.

Из (4.14) следует, что с увеличением напряжения сдвига бурового раствора и уменьшением плотности затрудняется очистка бурового раствора от газа.

4.1.5. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ (СНИЖЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА ПЛАСТ)

В процессе буровых работ давление на пласт может снижаться. Причиной тому являются различные факторы.

1. Несоответствие значений плотности бурового раствора условиям бурения. Оно возникает после появления в разрезе

горизонта с высоким пластовым давлением или постепенного насыщения бурового раствора газом, оставшимся незамеченным.

2. Поступление газа в скважину вследствие снижения давления на пласт в результате поглощения бурового раствора при бурении. Газопроявления, переходящие в открытые фонтаны, при поглощении бурового раствора главным образом вышележащими пластами происходят часто.

3. Недолив скважины. При определенных реологических свойствах бурового раствора и скорости подъема инструмента снижение давления на пласт происходит вследствие эффекта поршневания. При подъеме инструмента давление снижается всегда, однако не отмечено случаев возникновения выбросов только за счет действия одного этого фактора.

По промысловым данным видно, что давление на пласт снижается в основном за счет недолива скважины при подъеме инструмента.

Наиболее часты случаи поступления газа в скважину после небольших остановок с последующим подъемом инструмента.

4. Снижение давления может быть весьма резким в случае высокой скорости подъема колонны при наличии в скважине высоковязких буровых растворов с большими значениями статического напряжения сдвига.

4.1.6. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ВСЛЕДСТВИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И МЕХАНИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В СИСТЕМЕ БУРОВОЙ РАСТВОР -ФЛЮИД ПЛАСТА

Проникновение газа в буровой раствор скважины как функция различных физико-химических процессов - одна из основных причин газирования буровых растворов. Однако, кроме диффузионных процессов, другие процессы, за небольшим исключением, не изучались и не рассматривались. Природа газирования буровых растворов недостаточно изучена, а многие аспекты этой проблемы далеки от разрешения. Тем не менее некоторые из них могут быть оценены.