2. Закономерности миграции газа в скважине.

Скважина как U-образная трубка.

Формулы расчёта параметров глушения

2.1.Поведение газа при его миграции в скважине

С максимальным приближением поведение газа в поступившей на забой пачке при её всплытии или вымывании циркуляцией бурового раствора описывается уравнением Клапейрона – Менделеева:

Р  V  T = const.

В условиях скважины давление (Р) изменяется от нескольких сотен атмосфер на забое до одной атмосферы на устье, объём (V) также меняется в значительных пределах, увеличиваясь при всплытии в несколько сотен раз. А вот температура, измеряемая по абсолютной шкале Кельвина, изменяется только в 1,2  1,4 раза, поэтому ею пренебрегаем и рассматриваем поведение газа в скважине согласно закону Бойля – Мариотта:

Р₁  V₁ = P₂  V₂ , где :

Р₁ и Р₂ - давления на забое и устье скважины соответственно;

V₁ и V₂ - объёмы газовой пачки на забое и устье.

Поведение поднимающейся в открытой скважине пачки газа рассмотрим на конк-ретном типичном примере.

Предположим, что во время наращивания при забое скважины Н = 3000 метров и плотности промывочной жидкости  = 1,2 г/см³ произошло поступление 100 литров газа вследствие поршневания. Это вполне реальная возможность. Сведём в таблицу данные по изменению объёма и давления в зависимости от глубины нахождения пачки газа.

Н,м	3000	2500	2000	1500	1200	1000	800	600	400	200	100	устье
Р,атм	360	300	240	180	144	120	96	72	48	24	12	1
V,м3	0,1	0,12	0,15	0,2	0,25	0,3	0,37	0,5	0,75	1,5	3,0	36,0

Графически зависимость объёма от давления (глубины скважины) отображается следующим образом (рис.2.1).

Рис. 2.1. Расширение газа при его миграции.

Анализируя полученные данные можно сделать выводы:

 в открытой скважине газ, поднимаясь, расширяется и вытесняет буровой раст-вор, снижая противодавление на пласт и инициируя этим дополнительное поступление газа из пласта;

 существенное увеличение объёма поступившего в скважину газа (в пределах измерения применяемыми средствами контроля уровня раствора в емкостях) происходит в верхней четверти ствола скважины;

 если не ограничивать противодавлением поднятие газа, то с глубины 200 метров начнётся выброс бурового раствора.

Если скважина закрыта с самого начала проявления, то давление на устье под плашками превентора будет равно некоторому Р_из.к, а забойное давление, складываясь из гидростатического и избыточного, будет равно пластовому давлению. В дальнейшем газ, подчиняясь закону Архимеда, всплывает вверх в виде пузырьков или более-менее компактной пачки. Поскольку газ лишён возможности расширяться, то его пузырьки сохраняют исходный объём и, соответственно, давление, имеющееся в пласте (Р_пл.). Поднявшись под плашки превентора, газовая пачка сохранит неизменными свои объём и давление. Значит, давление на устье станет равным сумме избыточного и пластового давлений, а забойное давление будет равно удвоенному пластовому давлению. Этот эффект назван инверсией (переносом) давления. Такая ситуация возможна только в обсаженной скважине, поскольку в необсаженной, ещё до полного всплытия газовой пачки, произойдёт разрыв слабого пласта и оттеснение в него бурового раствора с последующим замещением раствора газом по всему стволу.

2.2. Скорость всплытия газа в буровом растворе

Буровой раствор, в отличие от воды, начинает двигаться не сразу после приложения к нему какого-то воздействия, а только после того, как это воздействие достигнет некоторой критической величины. Это свойство раствора называется тиксотропностью. Поэтому и всплытие пузырьков газа начинается только после того, как эти пузырьки превысят некий свой критический размер. Математический расчёт скорости всплытия газа в промывочной жидкости практически невозможен, поэтому ограничимся приведением экспериментальных данных по скорости всплытия газовой пачки.

При открытом устье:

Объём газовой пачки на забое, м3.	1,25	1,65	2,4
Скорость всплытия газовой пачки, м/час.	340	376	357

При закрытом устье:

Объём газовой пачки на забое, м3.	1,5	2,8	3,0	3,1
Скорость всплытия газовой пачки, м/час.	345	305	315	340
Скорость всплытия "головы" пачки, м/час.	654	635	625	600

Сделаем некоторые выводы из имеющихся данных:

 скорость всплытия газовой пачки не зависит от её объёма (в практическом диапазоне объёмов проявлений в скважинах);

 скорость всплытия газовой пачки в открытой скважине составляет 350  360 метров в час и не намного превышает скорость всплытия в закрытой скважине, оцениваемой в размере 320  340 м/час;

 пачки газа всплывают не компактным объёмом, а "размазываются" по стволу скважины из-за разницы в размере пузырьков газа и реологических свойств бурового раствора.

2.3. Контролируемая миграция газа в скважине

Рассмотренные два крайних случая миграции газа в открытой и закрытой скважине (рис. 2.2.) приводят к катастрофическим последствиям. Они подсказывают, что решение вопроса лежит где-то посередине, т.е. миграция газа должна быть управляемой. Конт-роль ситуации достигается стравливанием давления газа через регулируемый штуцер (дроссель) с поддержанием некоторого избыточного устьевого давления. Это давление должно регулироваться таким образом, чтобы забойное давление всегда несколько превышало пластовое во избежание развития проявления. Одновременно избыточное устьевое давление не должно превышать некоторой величины, вызывающей разрыв наименее слабого пласта. Проиллюстрируем эти ситуации.

Рис. 2.2. Миграция газа при закрытой и открытой скважине

и регулирование давления штуцером

2.4. Скважина как u - образная трубка

Для лучшего понимания взаимосвязи давлений, действующих в скважине (пластового, гидростатического, гидродинамического и избыточного) все методические рекомендации советуют рассматривать скважину как несимметричную U – образную трубку, где тонкий конец сопоставляется с бурильной колонной, а толстый с затрубным пространством. На нижнюю часть трубки действует пластовое давление.

На рисунке 2.3.а изображена простая безопасная ситуация: циркуляция отсутствует, гидродинамическое давление отсутствует, гидростатические давления с обеих сторон трубки равны между собой (скважина заполнена чистым буровым раствором) и превышают пластовое давление (Р_пл.). Скважина уравновешена, при открытом устье нет движения раствора, при закрытом устье показания манометров трубного и затрубного избыточных давлений – нулевые.

На рисунке 2.3.б ситуация осложнилась: гидродинамические давления по-прежнему отсутствуют, пластовое давление превысило гидростатическое из-за падения плотности бурового раствора, в скважину (в затрубное пространство) поступил пластовый флюид, объём бурового раствора в емкостях увеличился на величину объёма поступившего флюида, скважину закрыли, отметили объём поступившего флюида (V₀). Для уравновешивания пластового давления появились избыточные давления трубное (Р_из.т.) и затрубное (Р_из.к.). Скважина закрыта, но не уравновешена, поскольку в правой ветви трубки происходит всплытие флюида из-за разности плотностей бурового раствора и флюида. Поскольку всплытие проходит сравнительно медленно, можно составить уравнения равновесия для начального момента проявления и на основе их решения спланировать операцию глушения, после которой давления в скважине уравновесятся.

Для левой ветви трубки уравнение равновесия имеет вид:

Р_пл. = Р_г + Р_из.т. = _н × g × Н + Р_из.т.

Все значения правой части уравнения известны:

_н - начальная плотность бурового раствора, замерена;

Н - глубина скважины, знаем;

Р_из.т. - показания манометра стояка бурового раствора.

Рассчитываем пластовое давление проявляющего пласта, а из его значения можем определить эквивалентную плотность бурового раствора, уравновешивающую пластовое давление. Добавив нормируемое правилами безопасности превышение плотности, получаем значение удельного веса бурового раствора для глушения скважины.

_экв = Р_пл. / g × Н = (Р_г + Р_из.т.)/ (g × Н) = _н + Р_из.т./g × Н

_к = _экв. +  = _н + Р_из.т. / (g × Н) + 

Для простоты вычислений превышение плотности  можно учитывать умножением _экв. на коэффициент, соответствующий нормируемому ПБ в НГП превышению гидростатического давления над пластовым, т.е. на:

1,10 для интервала бурения 0 1200 метров;

1,05 для интервала бурения свыше 1200 метров;

Уравнение равновесия для левой ветви трубки справедливы, если бурильные трубы полностью заполнены дегазированным буровым раствором. В большинстве случаев так оно и есть, однако, пластовый флюид может попасть в бурильные трубы. Если избыточное давление в бурильных трубах кажется излишне высоким, надо при постоянном давлении в обсадной колонне прокачать около ¼ внутреннего объёма бурильных труб, остановить циркуляцию и вновь замерить давление на стояке. В случае снижения значения давления, необходимо повторить прокачивание для полной убеждённости в правильности замера.

Пример:

При забое скважины Н = 3700 м произошло проявление, скважину закрыли, через 5 минут давление на манометре стояка стабилизировалось, Р_из.т. = 26 кгс/см², плотность раст-вора перед проявлением _н = 1,47 г/см³.Определить плотность (удельный вес) раствора для глушения скважины _к.

_к = 1,05 х _экв. = 1,05  (_н + 10  Р_из.т./Н) =

1,05 (1,47 + 10  26/3700) = 1,617 г/см³

Округляется в большую сторону, т.е. в нашем случае принимаем значение _к = 1,62 г/см³.

Начальное равновесное состояние для правой ветви трубки определяется наличием в затрубном пространстве вблизи забоя пачки пластового флюида с плотностью меньшей начальной плотности бурового раствора. Соответственно суммарное гидростатическое давление, оказываемое на пласт столбом жидкости в затрубье, будет меньше трубного гидростатического давления. Отсюда следует качественный вывод о закономерности превышения затрубного избыточного давления над избыточным трубным давлением.

Уравнение равновесия для правой ветви U – образной трубки будет иметь вид:

Р_пл = _н  g  (Н  z) + _ф  g  z + Р_из.к.

Здесь z – высота пачки поступившего флюида плотностью _ф.

Высоту пачки определяем делением замеренного объёма флюида (V_o) на справочный или рассчитанный объём одного погонного метра кольцевого сечения (q), т.е:

z = V_o  q

Напомним порядок вычисления площади круга и кольцевого сечения, поскольку это придётся делать довольно часто:

Площадь круга (сечение скважины без инструмента):

, где : D_d – диаметр долота.

Площадь кольцевого сечения скважины:

, где D_УБТ – диаметр утяжелённых бурильных труб,

К_К – коэффициент кавернозности скважины.

Объём погонного метра кольцевого пространства в кубических метрах равен площади поперечного сечения, умноженной на один метр.

Заменив в левой части уравнения равновесия Р_пл на его значение, определённое с по-мощью избыточного трубного давления, получим выражение:

_н  g  H + P_из.т. = _н  g  (Н  z) + _ф  g  z + Р_из.к.

Проведя простые математические преобразования, получим значение плотности пос-тупившего флюида:

_ф = _н  (Р_из.к. – Р_из.т.) / ( g  z ).

Если _ф  0,36 г/см³, то в скважину поступил газ.

Если _ф 1,08 г/см³, то поступила пластовая вода.

Любое промежуточное значение говорит о поступлении смеси флюидов газ – нефть – вода в той или иной пропорции.

Следует отметить, что определение плотности флюида может ввести в заблуждение, как из-за погрешности в замере исходных величин (Р_из.т. , Р_из.к. , V_о), так же из-за неподдающегося учёту газового фактора. Получив, например, значение _ф = 0,9 г/см³ всё равно надо быть готовым к появлению газа при вымыве забойной пачки. По этой причине в ряде зарубежных методик обучения по курсу “Контроль скважины” вопрос определения плотности пластового флюида не рассматривается.