10.3 Определение вида пластового флюида и величины пластового давления при проявлении

Характер действий по ликвидации проявлении во многом зависит от вида пластового флюида, поступившего в скважину. А при проводке разведочных скважин не всегда имеется достоверная информация о пластовых флюидах, насыщающие проходимые пласты, и величинах пластовых давлений.

Данная задача может быть решена при выполнении следующих условий:

1. Весь поступивший пластовый флюид находится в кольцевом пространстве,

2. Трубы спущены до забоя и заполнены буровым раствором,

3. На устье скважины имеется исправное противовыбросовое оборудование (ПВО), позволяющее герметизировать скважину и измерять давление на устье в кольцевом пространстве и в трубах (на стояке).

В этом случае скважина представляет собою систему сообщающихся сосудов – трубного и затрубного пространства (Рисунок 7.3)

Приток пластового флюида происходит при Р_с< Р_пл. после герметизации устья, давление на забое скважины стремится к пластовому. Когда давления на устье стабилизируется и оба больше нуля, это означает, что давление в скважине сравнялось с пластовым, т.е.

(10.13)

Р₁ Р₀

Н

h_пл

1 - Пластовый флюид; 2 - Промывочная жидкость; 3 - Бурильная колонная;

4 - Манометр на устье в кольцевом пространстве; 5 - Манометр на стояке;

6 - Задвижка ПВО.

Рисунок 10.3 – Схема скважины с поступившим пластовым флюидом

Если, при P₂=const t, P_i=0, это означает, что давление столба раствора больше, пластового P_пл ≤ .

Проявление в данном случае произошло не из-за недостаточной плотности промывочной жидкости, а по какой-то другой причине.

Поскольку, как было сказано выше, скважина представляет собою систему сообщающихся сосудов, давление на забое будет одинаковым для трубного и затрубного пространства.

(10.14)

где h_пл – высота столба пластового флюида в кольцевом пространстве.

Из выражения (10.14) можно найти плотность поступившего пластового флюида.

(10.15)

Считается, что при кг/м³ пластовый флюид – газ, при

700< <900 кг/м³ – нефть; при ≥1000 кг/м³ – вода.

10.4 Изменение давления в скважине при гравитационном всплытии порции газа

а) устье скважины открыто (рисунок 10.4)

Давление на забое скважины будет определяться выражением

(10.16)

где - плотность бурового раствора; - высота столба газа.

Давление в газовой пачке создаётся выше расположенным столбом жидкости H_ж

(10.17)

H_ж

2

Н

1

h_г

1 – порция газа, 2 – промывочная жидкость

Рисунок 10.4

По мере всплытия давления столба жидкости на газовый пузырь будет уменьшаться, объём газовой пачки – увеличиваться.

. (10.18)

Давление в скважине, согласно (10.16) , будет уменьшаться (рисунок 10.5)

Н_кр

2

1

P_c

0

H_ж

1 – устье открыто, 2 – устье закрыто

Рисунок 10.5 – Изменение давления в скважине при всплытии порции газа

б) устье скважины закрыто.

Допустим, что стенки скважины непроницаемы и недеформируемые, а промывочная жидкость несжимаема. При этих условиях объём скважины и объём промывочной жидкости в процессе всплытия газа будет постоянным, V_c=const, V_ж=const. Но тогда и объём газа будет оставаться постоянным. Если при этом температура газа не будет существенно меняться, то и давление в газовой пачке по мере её всплытия будет оставаться постоянным. Если в момент закрытия превентора давление на устье было , а давление в газовой пачке на забое , то когда газ поднимется к устью, давление на устье будет , а давление на забое .

t=t_к=t₁

2

3

t=t₁

1

t=0

1 - порция газа находится на забое; 2 - порция газа поднялась на высоту H;

3 - порция газа у устья.

Рисунок 10.6 – Распределение давлений в стволе скважины с закрытым устьем при всплытии порции газа

Проводные выкладки позволяют сделать вывод что, как видно на рисунке 6, при всплытии порции газа в закрытой скважине давление в ней возрастает. При сделанных выше допущениях рост давления равен

(10.19)

где - изменение глубины «головы» порции газа.

При подъёме порции газа к устью давление на устье будет близким к первоначальному забойному, а забойное увеличится почти в 2 раза.

Допущения о несжимаемости скважинной жидкости и недеформируемости стенок скважины и, соответственно, уравнение (10.19) справедливы при

(10.20)

где - начальная высота столба газа,

- первоначальная высота столба жидкости над газом;

- коэффициент сжимаемости бурового раствора

В противном случае сжимаемостью жидкости и деформацией стенок скважины, пренебрегать нельзя. Тогда изменение давления в скважине при всплытии порции газа можно найти из выражения

(10.21)

Конечно, существенный рост давления, происходящий при всплытии порции газа в скважине с закрытым устьем, нежелателен, так как может привести к повреждению устьевого ПВО, если оно выбрано неправильно, и к гидроразрыву пород ниже башмака технической колонны. Поэтому, при приближении давления в скважине к опасному значению необходимо стравливать давление, открывая задвижку на ПВО и выпуская часть жидкости через устьевой штуцер. Но это может привести к новому поступлению газа.

Из выше сказанного следует, что всплытие порции газа как в открытой, так и закрытой скважине может приводить к различным осложнениям. Скважину нежелательно оставлять без нашего воздействия. Если есть возможность (в скважине имеется бурильная колонна), газ следует вытеснять промывкой.