Тема 3. Поведение газа в скважине.

• Уравнение состояния газа.

При решении различных вопросов борьбы с газонефтеводопроявлениями возникает необходимость пользоваться законами, характеризующими природу газов и их поведение при различных давлениях и температурах.

Физическое состояние газа определяется тремя параметрами: давлением P, объемом V, и температурой T. В зависимости от температуры и давления изменяется объем газа. В связи с этим для получения правильного представления о его количестве, не зависящем от конкретных значений параметров состояния, объем газа приводится к стандартным условиям, те к температуре 0 ⁰С и давлению (760 мм.рт.ст. или приближенно, 0.1 МПа).

Задачи механики газопроявлений и выбросов чаще всего могут быть решены с допущением изотермического процесса изменения состояния газа при его движении по стволу скважины

Связь между объемом и давлением при этом устанавливается законом Бойля-Мариотта:

РV = const.

Во многих случаях при проведении практических расчетов возникает необходимость учитывать также и влияние температуры. Поведение газа в зависимости от параметров H и T определяется уравнением Клайперона, представляющим основное характеристическое уравнение состояния газа.

РV = nZRT.

где: n - число молей вещества;

Z - коэффициент сжимаемости газа;

R - универсальная газовая постоянная;

Т - температура, К.

Универсальная газовая постоянная для всех газов имеет одинаковое значение. Применительно к международной системе единиц (СИ), она равна 8314 н.м/град.моль.

Для изучения состояния газа в меняющихся условиях основное характеристическое уравнение может быть представлено в другой, более удобной форме:

Р1 V1 / Z2 T2 = Р2 V2 / Z2 T2

где индексы 1 и 2 соответствуют значениям параметров в первом и во втором состоянии, соответственно.

Значение коэффициента сжимаемости зависит от давления и температуры. Для природного газа с относительной плотностью по воздуху, равной 0,6, величину Z можно определить по ниже приведённому графику . Такая относительная плотность для большинства составов природного газа оказывается достаточно близкой к фактической, в связи с чем названное значение обычно применяется в технических расчетах.

Р1 V1 = К Р2 V2

Выше указанное уравнение можно переписать в виде:

К = Z1T1 / Z2T2

где:

Для определения коэффициента К для условий характерных скважин ВНИИКРнефтью разработана номограмма, приведенная ниже:

														2200		Плотность бурового раствора, кг/м3
	3													2000 1800 1600
Kh=Z*T/ZyTy	2,5													1400 1200
	2
	1,5
	1
			2000		3000		4000		5000		6000

Номограмма построена при следующих исходных данных: температура газа у устья 50 ⁰С; геотермический градиент – 3 ⁰С/100 м; коэффициент сжимаемости на устье – 0,9; температура дневной поверхности – 25 ⁰С. Параметры Z₁ и T₁ соответствуют более нижним ,чем Z₂ и T₂ сечениям скважины , например, забойным и пластовым условиям. С помощью номограммы можно весьма просто определить величину К по заданным значениям глубины скважины и градиента давления.

Изменение состояния газа при движении по стволу скважины.

В процессе следования от забоя к устью скважины газ претерпевает различные изменения своего состояния под влиянием непрерывно меняющихся термобарических условий. Наряду с увеличением объема наблюдаются, особенно при образовании в скважине газожидкостной смеси, фазовые превращения:

• растворение;

• выделение;

• сжижение;

• испарение газа;

• Концентрирование.

Закономерности протекания отмеченных явлений имеют существенное значение для совершенствования управления проявляющей скважиной.

По мере подъема с забоя вместе с циркулирующим буровым раствором или вследствие всплывания происходит его расширение. Однако оно по глубине скважины весьма неравномерно. Значительную часть пути газ проходит с относительно невысоким приращением объема. Интенсивное его увеличение начинается в верхней части скважины, т.е. в интервалах низких гидравлических давлений раствора заполняющего скважину. Расчеты показывают, что здесь объем газа растет в десятки раз по сравнению с исходным значением.

Для иллюстрации этого на рисунке ниже показано относительное увеличение единицы объема газа при подъеме с забоя скважины глубиной 4000 м. при плотности бурового раствора 1,6 г/см³. Как следует из приведенного графика, начало бурового расширения газа приурочено примерно к верхней четверти глубины скважины.

Увеличение объема газа, кратность

0 8 16 24

1000

2000

3000

4000

глубина, м

Относительное расширение единицы объема газа при подъеме его с забоя скважины глубиной 4000 м. при плотности бурового раствора 1,68 г/см³

Ниже приведены сведения о расширении 0,2 м³. газа в тех же условиях, а также о падении забойного давления в связи с его расширением и замещением определенной части объема бурового раствора, если поперечное сечение бурового пространства равно 0,024 м².

Такой объем газа может поступать в скважину, например, в период смены долота и остаться незамеченным на поверхности.

Глубина, м	3500	3000	2000	1000	500	300
Объем газа, м3	0,23	0,29	0,51	0,70	2,24	5
Падение забойного давления, МПа	0,25	0,30	0,35	0,74	1,52	выброс 2,4

Согласно расчетам при разрешающей способности уровнемера, равной 1 м³, флюид в скважине будет обнаружен в данном случае на глубине 1000 м. Если позволить газу подниматься без противодавления на устье скважины, то с 300 м начнется выброс вышележащего раствора.

Скорость всплытия газа в буровом растворе.

Буровые растворы в большинстве своем представляют тиксотропные структуры, обладающие пластическими свойствами. Течение таких систем, как известно, начинается после того, как приложенная сила преодолеет сопротивление сдвигу жидкости. В связи с этим в буровых растворах всплывают только пузырьки, имеющие достаточную подъемную силу для разрушения тиксотропной структуры на пути своего движения.

d0 = 6 Q / Kg (q1-q2)

Пузырек газа не всплывает в вязкопластичной жидкости, если его размер менее величины, определяемой зависимостью:

где: _{g –} опытный коэффициент, равный 0,3 - 0,6;

q1– плотность бурового раствора;

q2 - плотность газа;

статическое напряжение сдвига.

При газопроявлениях (их возникновении, развитии, ликвидации) возможно движение не одиночного пузырька, а некоторой массы газа, распределенной тем или иным образом в жидкости с образованием жидкостной смеси.

Большое значение на характер всплытия газа в жидкости оказывает структура образующейся смеси. Различают четыре типа структур при движении смеси газа и жидкости в скважине.

Если газ движется в жидкости (находящейся в покое или текущей) в виде отдельных пузырьков различного размера, более или менее равномерно распределенных в жидкости такая структура называется эмульсионной или пузырьковой (пачки газированного раствора).

С повышением объемного содержания газа отдельные пузырьки начинают сливаться, образуя снаряды или пробки в скважине. Такая структура смеси получила название пробковой или снарядной. Образование газовых пачек в скважине является примером подобной структуры.

При дальнейшем увеличении содержания газа в потоке смеси появляется сплошной столб газа, окруженный жидким кольцом. Этот тип структуры называется стержневым.

Когда газосодержание смеси становится настолько высоким, что жидкая фаза расплывается потоком газа и движется вместе с ним во взвешенном состоянии, образуется дисперсная структура.

При подъеме смеси бурового раствора и газа в скважине по мере снижения давления в разных интервалах глубин могут существовать различные структуры потока.

С точки зрения выбросов наибольшая опасность возникает при снарядном режиме движения смеси. Причем «снаряды», т.е. пробки газа, могут быть как в движущейся, так и в покоящейся жидкости.

Для определения скорости подъема пузыря в трубе при данном режиме используют формулу:

Vп =Кr^-1/2 [ g D (r1 - r2 ) ] ^{1/ 2}

где: К – коэффициент пропорциональности, равный 0,345;

D – диаметр трубы.

Для кольцевого пространства:

Vп.кп =К1r^-1/2 [ g Dвн (r1 - r2 ) ] ^{1/ 2}

где: К ₁ = f ( d н / Dвн )

d н - наружный диаметр трубы;

Dвн – внутренний диаметр трубы.

При d н /Dвн = 0,44; К = 0,37; при d н /Dвн = 0,6; К = 0,4 и при d н /Dвн = 0,8; К = 0,49.

В результате исследований, проведенных на вязких жидкостях ( от 0,001 до 0,12 Па*с), и при существующих размера кольцевого пространства бурящихся скважин установлено, что влияние вязкости на скорость всплывания газового пузыря незначительно.

Эксперименты, проводимые в буровых растворах, показали большое разнообразие в полученных результатах, свидетельствующие о неоднозначном влиянии структурных и реологических свойств жидкости. В одних случаях пузырь, всплывая, вдруг останавливался и не двигался до тех пор, пока не получал дополнительного толчка, в других – скорость всплытия оказалась в 1,5 раза выше среднестатистической.

Подобные явления наблюдаются и в промысловой практике, когда газ, накапливаясь на забое в объеме 0,5 м³. и более, при отсутствии циркуляции не всплывает. Иногда же он так быстро движется вверх, что буровой персонал порой не успевает на это своевременно отреагировать, чтобы закрыть превентор и шаровой кран.

В зарубежных источниках в качестве очень приблизительного значения рекомендуется для газа скорость миграции, равная 300 м/час. однако указывается, что при наличии в скважине легкого раствора скорость миграции в два-три раза превышает это значение. В то же время отмечается, что иногда газовые пачки могут в течении длительного времени оставаться в забойной зоне без заметного перемещения.

Значение скорости всплывания газа 300 м/час рекомендуется применять и в России по методике ВНИИКРнефти.

Инверсия давления при газопроявлениях.

При газопроявлениях часто на устье герметизированной и не промываемой скважины с течением времени наблюдается нарастание давления, обусловленное протекание эффекта, называемого инверсией давлений.

Механизм инверсии давления заключается в следующем. Если в момент закрытия скважина частично или полностью заполнена жидкостью и в ней газ, то газовые включения под давлением архимедовой силы продолжают всплывать к устью. Но, не имея возможности расшириться по мере подъема в жестко фиксированном объеме, каждый пузырек или газовая пробка в соответствии с законом Бойля-Мариотта, будет сохранять объем и давление, имевшие место в момент герметизации.

Газ, находящийся вначале под действием избыточного гидростатического давления столба жидкости, сохраняет его и в процессе всплытия до устья скважины.

Если скважина закрыта в начале проявления, когда газовая пачка находится на забое

Pз =rg (Н-h_r), то после ее окончательного всплытия устьевое давление станет равным пластовому:

Ру = Рз

Давление на забое скважины при этом удвоится:

Pз =2rg (Н-h_r)

В любой точке ствола скважины давление в это же время будет равно сумме устьевого и гидростатического давления на этой глубине. Далее рассмотрено как зависит прирост давления в скважине от объема всплывающего пузыря газа. В данном случае сжимаемостью жидкости пренебречь нельзя. Если объем газа (V_г) сопоставим с изменением объема жидкости(D V _ж) за счет роста давления, то изменение объема газа существенно и его следует учитывать. Если же V_г D V_ж, то это уменьшение можно не учитывать. Расчет показывает, что газа должно быть не менее 5 - 10% от объема скважины, чтобы можно было ожидать удвоение забойного давления.

В реальных условиях изменение давления на устье скважины протекает значительно сложнее. При этом оказывают свое влияние не герметичность ствола скважины в ее открытые части, всплывание газа не в виде одной порции, а распределение его на значительном интервале.

Эксперименты по оценке инверсии давления при всплывании газа проводились в герметизированной скважине 230 Левкинская глубиною 1187 м. В скважину запускали газ (воздух) в объеме от 1.5 до 3,0 м³ (более 5-10 % объема жидкости), затем герметизировали забой и устье и измеряли давление в бурильных трубах и в кольцевом пространстве в процессе движения газовой пачки от забоя к устью. Исследования показали, что давление на устье скважины после всплытия пачки составляет примерно 85 - 90 % от забойного давления, имеющегося с момента всплытия.

Инверсия давления создает в скважине опасность возникновения затрубных проявлений , межпластовых перетоков, нарушения целостности эксплуатационных колонн. В литературе описано ряд случаев грифонообразований в результате чрезмерного повышения давления в скважине при небольшой длине обсадных колонн или кондукторов. Высокие давления в скважине являются причиной нарушения герметичности обсадных колонн и гидравлического разрыва пластов.

Если в скважине ожидается гидравлический разрыв, то рост давления будет наблюдаться до образования трещины. В результате гидроразрыва произойдет поглощение раствора и давление на устье уже не поднимется до максимально возможной величины.

Во всех случаях однако ясно, что допускать скопление газа на устье скважины

(даже в случае установки превенторов высокого давления) не следует. Для предотвращения отрицательных последствий инверсии давлением при газопроявлениях необходимо управлять.

Если при тех условиях газ поднимается в скважине с открытым устьем, и ввиду того, что давление под газом и, соответственно, самого газа уменьшается, то, согласно закону Бойля-Мариотта, объем газа будет увеличиваться, что приводит к уменьшению гидростатического столба бурового раствора и, соответственно, к снижению забойного давления.

На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к фонтану.

Изменение объема газовой пачки и забойного давления при открытом устье скважины

Как видно из выше изложенного, неконтролируемое всплытие газа в скважине может привести к катастрофическим последствиям.