6.2. Изменение давления в скважине при гравитационном всплытии газа

Попавший в скважину газ даже при отсутствии циркуляции бурового раствора постепенно всплывает.

Если устье скважины не загерметизировано, то всплытие газа сопровож­дается его расширением и вытеснением части бурового раствора из скважины, т.е. имеет место перелив из скважины, хотя нового поступления газа может и не быть. Изменение забойного давления при этом условии и при отсутствии фазо­вых переходов будет определяться соотношением

^(6.3)

где , H₁ - высота пачки газа и глубина его верхней границы в начальный мо­мент времени;

Н - глубина верхней границы пачки газа в данный момент вре­мени

- коэффициент сжимаемости газа и его температура на глубине H₁.

- то же на глубине H.

Если устье скважины закрыто, всплывающая пачка газа не может вытеснить излишек раствора из скважины. Расширение газа при этом сопровождается сжатием жидкости, т.е. общее давление в системе растет. Увеличение давления за счет гравитационного всплытия газа в герметически закрытой скважине определяется по формуле (при условии, что процесс изотермический, а газ идеальный)

(6.4)

где ΔН - высота подъема пачки газа;

Р_уд - начальное давление на устье.

Если или, что то же самое, , то сжимаемостью жидкости можно пренебречь. В этом случае

ΔP = ΔH (6.5)

Как видно из (6.4) и (6.5), всплытие пачки газа в стволе герметично за­крытой скважины приводит к значительному росту давления, что может вы­звать разрушение устьевого оборудования и гидроразрыв пород.

6.3. Условие газового выброса

При всплытии газовой пачки в скважине с открытым устьем может на­ступить момент, когда энергия расширяющегося газа окажется достаточной для выталкивания (выброса) всего вышерасположенного столба раствора. Система "газовая пачка - вышележащий столб раствора", как и всякая другая, неустой­чива, если случайное возмущение может приводить к уменьшению ее потенци­альной энергии, т.е. если

dЭ = dЭ_г + dЭ_ж < 0 (6.6)

где dЭ_г, dЭ_ж - соответственно изменение потенциальной энергии газовой пач­ки и столба бурового раствора над ним при случайном возмущении.

Изменение потенциальной энергии газа при изотермическом расширении

dЭ = - PdV = -Pd[(mzRT)/μP] = (-mzRT/μP)*gdh_гρ (6.7)

где m - масса газа;

dh_г - увеличение высоты столба газа;

μ - молярная масса.

Работа по поднятию столба жидкости на высоту dН_ж затрачивается на преодоление сил тяжести и внешнего давления Р₀

dЭ_ж = -(P₀ + H_ж )FdH_ж (6.8)

где F - площадь сечения ствола скважины (кольцевого пространства), по ко­торому движется газ;

Н_ж - высота столба жидкости над порцией газа.

Подставляя (6.7) и (6.8) в (6.6) и учитывая, что dH_ж — dh_г, получим усло­вия начала газового выброса при гравитационном всплытии газа:

(6.9)

Или

(6.10)

где , Н_ж - соответственно высота столба газовой пачки и столба располо­женного выше раствора в момент начала выброса.

Если газ вытесняется промывкой бурового раствора, выброс начинается, когда

(6.11)

(6.12)

Задачи

1. При подъеме инструмента с глубины 2100 м возникло подозрение, что есть приток пластового флюида. Спустили инструмент до забоя, заполнили трубы раствором и закрыли превентор. Увеличение объема бурового раствора в емкостях составило ΔV, давление на устье в трубах – P₁, в затрубном про­странстве - Р₂. Определите величину пластового давления и природу пласто­вого флюида, причину проявления.

2. Определите необходимую плотность раствора.

3. Определите величину давления на устье и забое скважины при грави­тационном всплытии пачки пластового флюида при закрытом и открытом устье скважины.

4. Найдите высоту верхней границы газовой пачки, при которой возмо­жен выброс вышерасположенного раствора при гравитационном всплытии, при вытеснении газа с промывкой.

5. Рассчитайте, как должно изменяться давление на устье, чтобы забой­ное давление в процессе вытеснения газа было на 10% больше пластового. Рас­ход раствора такой же, как и при бурении.

6. Рассчитайте диаметр устьевого штуцера и расход раствора при глу­шении фонтана нагнетанием раствора через бурильные трубы.

7. Дайте расчет изменения при этом давления P_vд.

8. Выберите плотность и расход раствора, необходимые для глушения фонтанирующей скважины с дебитом G при отсутствии устьевого герметизи­рую п ie i 'О оборудования.

Определите максимальную механическую скорость проходки при бу­рении газового пласта.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Таблица П.1

Показатель	Первая цифра задания
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Диаметр долота, мм	151	190,5	215,9	269,9	295,3	151	190,5	215,9	269,9	295,3
Техническая колонна -диаметр, мм -толщина стенки, мм	177,8	219	245	324	324	177,8	219	245	324	324
	8	9	9	11	11	8	8	9	10	10
Компоновка бурильного инструмента: УБТ - длина, мм - диаметр, мм СБТ - длина, мм - диаметр, мм - толщина стенки, мм - тип замка ЛБТ - диаметр, мм - толщина стенки, мм	100	50	50	100	50	150	200	25	50	50
	105	146	178	178	203	120	146	178	203	229
	-	500	500	400	400	-	-	-	400	400
	89	114	127	140	140	89	114	127	140	168
	9	9	9	13	10	9	9	10	11	11
	ЗП-120	ЗП-155	ЗГИ 78	ЗШК-173	ЗШК-178	ЗШК-118	ЗЭ-155	ЗЭ-155	ЗШК-178	ЗШ-203
	-	114	129	147	147	-	-	-	Г147	170
	-	9	9	9	11	-	-	-	11	11

Момент на долоте при бурении, Н м	400	800	1200	2000	2500	600		1000	1.300	1800	2200
Забойный двигатель		ЗТСШ 1-172	ЗТСШ 1-195	А9Ш	ЗТСШ 1-240	-		Э170/8	Э185/8	2ТСШ 1-240	А9Ш
Гидромониторные насадки: - диаметр, мм - количество, шт	7	-	15	-	-		-	8	11	-	20
	3	-	3	-	-		3	3	3	-	3
Тип бурового станка	БУ80	БУ80	БУ80	БУ125	БУ125		БУ80	БУ80	БУ125	БУ 125	БУ125
Увеличение объёма жидкости в емкостях при проявлении, m3	2,74	3,36	4,18	7,42	9.62		2,28	2.38	4,69	7,52	8,37
Расход пластового флюида при фонтанировании при забое 1700 м, т/с	500	600	700	800	900		300	400	1100	1200	5000

Таблица П.2

Показатель		Вторая цифра задания
		0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Эквивалент порового (пласто- вого) давления / эквивалент дав-ления гидро-разрыва (нача- ла поглощения) в интервале 0 - 500 500 - 1000 1000 - 1050 1050 - 1500 1500 - 1600	1,0/1,50 1,0/1,65 0,9/0,95 0,9/0,95		1,00/1,55 1,05/1,70 0,95/1,00 1,15/1,70	1,00/1,60 1,10/1,65 1,00/1,05 1,25/1,65	1,00/1,70 1,15/1,70 1,05/1,10 1,05/1,60	1,00/1,75 1,20/1,65 1,10/1,15 1,10/1,60	1,00/1,35 1,25/1,70 1,15/1,20 1,20/1,60	1,00/1,40 1,30/1,65 1,20/1,25 1,25/1,60	1,00/1,45 1,35/1,70 1,25/1,30 1,30/1,60	1,00/1,50 1,00/1,70 1,30/1,40 1,30/1,60	1,0/1,55 1,0/1,70 0,95/1,0 1,05/1,6
					непроницаемые породы
	-/1,6		у -/1,7	-/1,70	-/2,0	-/2.1	-/2,3	-/1,75	-/1,8	-/1,85	-/1,9
Предлагаемые глубины:
- кровли продуктивного пла­ста, м	1600		1600	1600	1600	1600	1600	1600	1600	1600	1600
- газонефтяного контакта, м	1650		1700	1800	1900	2000	1650	1700	1800	1900	2000
- водонефтяного контакта, м	2100		2100	2100	2100	2100	2100	2100	2500 '	2100	2100
Предполагаемое пластовое давление на глубине ВНК, МПа	21,0		21,5	22,5	22,0	23,0	23,5	24,0	24,5	25,0	25,5
Давление гидроразрыва (погло­щения) в продуктивном пласте	Ргр = Рпл + 3,5 МПа Ргр = Рпл + ΔР ΔР =
Давление на устье при прояв­лении при забое 2000 м:
- в трубах Р1,МПа	0		0	0	0,5	1,0	0	0	0,5	1,0	1,0
- в затрубном пространстве Р2, МПа	0,6		0,8	1,0	1,4	2,0	2,0	1,5	1,8	2,4	2,5
Плотность разбуриваемых пород, кг/м3	2100		2150	2:200	2250	2300	2350	2400	2450	2500	2550