
- •Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
- •Витание твердых частиц в потоках жидкости, газа и газожидкостной смеси
- •Перепад давления в местных сопротивлениях циркуляционной системы
- •Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы
- •Определение потерь давления в долоте.
- •Распределение давлений в нисходящем потоке газа в трубах
- •Расчет подачи и давления компрессоров при бурении с продувкой
- •1.4. УСТАНОВИВШЕЕСЯ ТЕЧЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В СКВАЖИНЕ
- •Уравнения течения газожидкостных смесей
- •Перепад давлений в насадках долот при течении газожидкостной смеси
- •Перепад давления в турбобурах
- •1.6. РАСПОЗНАВАНИЕ ГАЗОВОГО ВЫБРОСА И ВЫБОР РЕЖИМОВ ЕГО ЛИКВИДАЦИИ
- •Расчет режима ликвидации газового выброса
- •2 ПОГЛОЩЕНИЙ ЖИДКОСТЕЙ
- •В СКВАЖИНАХ
- •2.2. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ
- •2.3. ИЗУЧЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ДАВЛЕНИЙ В НЕОБСАЖЕННЫХ СТВОЛАХ
- •2.5. КОЛЬМАТАЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД
- •2.7. НАПОЛНИТЕЛИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3 ТВЕРДЕЮЩИМИ РАСТВОРАМИ
- •3.1. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ И СМЕСИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3.1.1. ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ И РАСТВОРЫ
- •3.2. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
- •3.2.1. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ НА ОСНОВЕ МИНЕРАЛЬНЫХ ВЯЖУЩИХ
- •3.2.3. ТАМПОНАЖНЫЕ ПАСТЫ
- •3.4.1. ПАКЕРЫ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ
- •Глава ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
- •4.1. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ
- •4.1.1. ПРИЗНАКИ ПРОЯВЛЕНИЙ
- •AVmin = eS,
- •4.1.4. О ПРИРОДЕ ГАЗИРОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
- •Поступление газа (и других флюидов) в скважину вследствие диффузии
- •Фильтрация газа в скважину
- •Поступление флюида в скважину за счет капиллярного противотока
- •Контракционный эффект бурового (глинистого) раствора
- •4.2. ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН
- •4.2.5. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
- •4.2.7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ КАМНЯ ИЗ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА
- •4.2.10. КОНТРАКЦИОННЫЙ ЭФФЕКТ
- •4.3. ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ
- •5 СТЕНОК СКВАЖИНЫ
- •6.1. РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ И ХАРАКТЕРИСТИКА ММП
- •6.4. ТИП И КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ БУРОВОГО ПРОМЫВОЧНОГО АГЕНТА
- •6.5. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ
- •7 И ПОСАДКИ КОЛОННЫ ТРУБ,
- •ЖЕЛОБООБРАЗОВАНИЕ
- •7.1. ПРИРОДА ПРИХВАТОВ КОЛОНН ТРУБ
- •7.3. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ КОЛОННЫ ТРУБ
- •7.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ
- •7.4.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ
- •7.4.4. ПРИХВАТЫ ТРУБ В ЖЕЛОБНЫХ ВЫРАБОТКАХ
- •7.4.5. ПРИХВАТЫ ВСЛЕДСТВИЕ САЛЬНИКООБРАЗОВАНИЯ
- •7.4.10. УСТЮЙСТВА ДЛЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
- •7.4.11. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ АЛМАЗНЫХ ДОЛОТ
- •7.5. ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ
- •7.5.2. РАСХАЖИВАНИЕ ПРИХВАЧЕННОЙ КОЛОННЫ
- •7.5.3. УСТАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ ВАНН
- •7.5.6. ПРИМЕНЕНИЕ УДАРНЫХ УСТРОЙСТВ
- •7.5.7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА
- •7.5.9. ГИДРОВИБРИРОВАНИЕ КОЛОННЫ ТРУБ
- •8.2. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЮ АВАРИЙ
- •8.3. АВАРИИ
- •8.4. РАЗРУШЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
- •8.5. ОТКРЫТЫЕ АВАРИЙНЫЕ ФОНТАНЫ
- •9 В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ
- •9.1. ОТСОЕДИНЕНИЕ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ КОЛОННЫ ТРУБ
- •9.2. ЗАХВАТЫВАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ
- •9.3. ОТБИВАНИЕ ЯССАМИ ПРИХВАЧЕННЫХ ТРУБ И ИНСТРУМЕНТОВ
- •9.4. ОПЕРАЦИЯ ОБУРИВАНИЯ
- •9.5. ИЗВЛЕЧЕНИЕ МЕЛКИХ ПРЕДМЕТОВ
- •9.7. ИЗВЛЕЧЕНИЕ ИЗ СКВАЖИН ПРИХВАЧЕННЫХ ПАКЕРОВ
но по тем же параметрам, что и дебит скважины. Следова тельно, 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 структуриро ванный раствор будет выдерживать воздействие возникающ е го избыточного давления. Поступление газа в скважину м о жет 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 про мывке после спуска бурильной колонны во время выхода с забоя газированной пачки, то подобное проявление чаще все го не требует повышения плотности бурового раствора.
Поступление пластового флюида в скважину при бурении, приводящее к повышению уровня бурового раствора в при емных емкостях, следует считать явлением опасным и требу ющим увеличения плотности раствора.
4.1.4. О ПРИРОДЕ ГАЗИРОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
Газ, попавший в буровой раствор, может на ходиться в нем в растворенном или свободном состоянии.
Газ в свободном состоянии схематично можно рассматри вать в виде шара, находящегося под воздействием определен ного внешнего давления. При движении бурового раствора вверх давление на газовый шар будет уменьшаться, и он уве личится 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 пенис той жидкости устойчивость пузырьков равна нулю. При сближении пузырьков жидкость вытесняется из пограничных пленок; происходит коалесценция. Для растворов устойчи вость пен зависит от концентрации растворенного вещества.
252
Максимум устойчивости наблюдается уже при малых концен трациях, когда адсорбционный слой еще не насыщен. Если поверхностная прочность раствора большая, максимум ус тойчивости 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 образу ется большое количество пузырьков вследствие резкого сни жения давления.
Буровой раствор в зависимости от физико-механических свойств удерживает различное количество газа. Выделение газовых пузырьков также определяется указанными свойст вами раствора. Буровые растворы, обрабатываемые некото рыми химическими реагентами, могут содержать весьма вы сокое количество газа (воздуха) — от 25 до 30 % и даже больше.
Продвижение газовых пузырьков относительно бурового раствора обусловливается рядом факторов, в основном не большими их размерами и большими значениями напряже ния сдвига бурового (глинистого) раствора.
Максимальный диаметр dmax шара газового пузырька, удерживаемого буровым раствором, определяется статичес ким напряжением сдвига последнего:
= 60 / gp, |
(4.14) |
где р — плотность бурового раствора; d ^ — диаметр пу зырьков в форме шара; 0 — статическое напряжение сдвига раствора.
Из (4.14) следует, что с увеличением напряжения сдвига бу рового раствора и уменьшением плотности затрудняется очи стка 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 ф ак торы.
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 незамечен ным.
2.Поступление газа в скважину вследствие снижения дав ления на пласт в результате поглощения бурового раствора при бурении. Газопроявления, переходящие в открытые фонтаны, при поглощении бурового раствора главным обра зом вышележащими пластами происходят часто.
3.Недолив скважины. При определенных реологических
свойствах бурового раствора и скорости подъема инструмен та снижение давления на пласт происходит вследствие эффекта поршневания. При подъеме инструмента давление снижается всегда, однако не отмечено случаев возникнове ния выбросов только за счет действия одного этого ф акто ра.
По промысловым данным видно, что давление на пласт снижается в основном за счет недолива скважины при подъ еме инструмента.
Наиболее часты случаи поступления газа в скважину пос ле небольших остановок с последующим подъемом инстру мента.
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
ВСИСТЕМЕ БУРОВОЙ РАСТВОР - ФЛЮИД ПЛАСТА
Проникновение газа в буровой раствор сква жины как функция различных физико-химических процес сов — одна из основных причин газирования буровых рас творов. 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 да
леки от разрешения. Тем не менее некоторые из них могут быть оценены.
Поступление газа (и других флюидов) в скважину вследствие диффузии
Часто насыщение бурового раствора газом связывается с его диффузией. Для безопасного вскрытия га зовых горизонтов при бурении плотность бурового раствора выбирается из расчета превышения гидростатического давле ния над пластовым. Превышение составляет 15 —20 %. Таким образом, в течение всего процесса бурения заглинизированные газовые пласты находятся под избыточным давлением столба жидкости. Это не исключает возможности поступле ния газа из пласта в скважину в результате диффузии.
По мнению многих отечественных и зарубежных исследо вателей, главнейшей причиной проникновения газа в скважи ну раствор), не закрепленную обсадной колонной, или в закоА°нное пространство выше цементного кольца является диффУзия газа в раствор, и она. происходит даже в том слу чае, когда противодавление столба бурового раствора больше давления газа в пласте. Поэтому считают, что в ряде случаев запоАнение заколонного пространства тяжелым буровым раст0 °Ром не может гарантировать от проникновения газа.
диффузия — это явление проникновения двух или нескол>ких соприкасающихся веществ друг в друга. Собствен но цр°Цесс диффузии газа заключается в том, что он перехо
дит |
газового пласта в буровой раствор (глинистую корку), |
т е |
в среду, где его концентрация меньше (или равна нулю). |
Перемещение газа под действием разности концентраций на- зыв&*°т Диффузионным потоком газа. Диффузионный поток спо£обствУет выравниванию концентраций, т.е. уменьшению раз**0СТИ концентраций, которая вызвала этот поток. ДифсЬуз^51' приводящая к выравниванию концентраций газа при ^П рикосновении с буровым раствором (коркой), т.е. приво дящая к изменению разностей концентраций, называется не-
с т а ^ онарной Диффузией.
движущей силой диффузии является перепад парциальных
давА' ений,л Т Т М Т ! тm.егч. различиеn ' t » . т г г т т ж вП содержании/ч/ч ■ A rk V atlM U Лданного3 u u r v m ТШТПОГТивеществаЛ (ТЛЯ О(газа,
,уГи) в пласте и за его пределами.
общем случае насыщенный газом пласт глинизируется. тг стенке скважины против пласта отлагается глинистая а jca определенной толщины и с определенными свойства-
кор На некотором расстоянии в глубь пласта |
накапливается |
|
*?и*рИД бурового раствора, который, создавая |
блокирующие |
|
срл1^ , |
препятствует прохождению газа к скважине. На про- |
|
300 > |
н и е га з а к буровому раствору в скважине потребуется |
больше времени, чем в случае только что вскрытого пласта (возникает блокировка флюида).
Диффузия описывается законом Фика:
dO = DF— dt. |
|
(4.15) |
dr |
|
|
Здесь dO — количество продиффундировавшего вещества |
||
(газа) через поверхность F за время dt; |
dc |
— градиент кон- |
— |
||
|
dr |
|
центрации вещества; D — коэффициент диффузии.
Однако, прежде чем начать диффундировать в буровой раствор, газ должен раствориться в фильтрате бурового рас твора, находящемся в пласте. Тогда
dO = - DaF EL ZJ?2.dt, |
(4.16) |
8 |
|
где pi, p2 — парциальное давление газа соответственно в пла
сте и буровом растворе; |
а — коэффициент растворимости |
газа в фильтрате бурового |
раствора; 8 — глубина проникно |
вения фильтрата в пористый пласт.
Коэффициент диффузии D зависит от свойств и состава диффундирующего газа, свойств глинистой корки и бурового раствора, температуры, концентрации диффундирующего га за, давления и т.п. Точно определить количество газа, диф фундирующего из пласта в буровой раствор скважины, пока невозможно.
Сделав некоторые допущения, ориентировочно определим количество газа, который может продиффундировать в буро вой раствор.
Так как не имеется данных о коэффициенте диффузии га зов для буровых растворов, примем его равным коэффици енту диффузии для воды. На самом деле, его значение долж но быть ниже. Для глинистых корок он будет еще меньше. В табл. 4.2 приведены коэффициенты диффузии некоторых газов через воду.
Скорость процесса диффузии через жидкую среду опреде ляется коэффициентом растворимости газа в этой среде.
Не имея данных о значении концентрации газа на границе буровой раствор, глинистая корка, блокирующая зона — газ, с известными допущениями можно принять, что она на поверхности раздела равна растворимости газа в буровом растворе. Предположим, что парциальное давление р2 газа в буровом растворе равно нулю, а в пласте — 10,0 МПа. Тогда