Смекни!
smekni.com

Газонефтеводопроявления и грифонообразования (стр. 2 из 2)

Расчеты показывают, что если в буровом растворе объе­мом 100 м3 есть 5—10 % нефти, то поступление 2 — 3 м3 неф­ти за время цикла циркуляции из пласта толщиной 1 м с проницаемостью (1—2)-10"14 м2 не будет зафиксировано ни по показаниям плотномера, ни по данным центрифугирова­ния, а поступление 2 — 3 м3 пластовой воды, кроме того, практически не изменит показателя фильтрации раствора. Даже поступление 2 — 3 м3 рапы в буровой раствор, подготов­ленный для вскрытия рапопроявляющих пластов, не может быть обнаружено ни по показаниям плотномера, ни по зна­чению показателя фильтрации, ни по результатам замера вязкости. В то же время добавление 2 — 3 м3 жидкости к объ­ему циркулирующего раствора однозначно фиксируется с помощью уровнемера как поступление пластового флюида.

Учет известных факторов, способствующих переходу газа из породы в скважину при разбуривании газоносных гори­зонтов, сложен и пока не поддается точному определению. Однако с известными допущениями можно определить коли­чество газа, переходящее в скважину в процессе бурения.

Более точно объем газа, поступающий в скважину, может быть определен следующим образом. Очевидно, рассматрива­емое его количество прямо пропорционально скорости раз­буриваемого газового горизонта и объему выбуренной и об­валившейся породы: чем выше коэффициент кавернозности, тем больше попадает газа в скважину (пропорционально ква­драту диаметра вновь образованного ствола и высоте каверны).

Количество газа, попадающее при этом в единицу объема бурового раствора, обратно пропорционально его скорости циркуляции. При этом можно записать:


Здесь Q — количество газа, поступившего в единицу объ­ема бурового раствора при разбуривании пород в единицу времени; О — диаметр долота; К — коэффициент кавернозно­сти; Vм — механическая скорость бурения; ур — скорость циркуляции глинистого раствора; п — коэффициент вскры­той пористости пород (он обычно меньше общей, но больше эффективной пористости); а — количество связанной в поро­дах воды; в — коэффициент проникновения фильтрата буро­вого раствора (воды) (он определяется как отношение скоро­сти V, проникновения фильтрата (воды) в породу на забое в направлении бурения к механической скорости Vм бурения если Vн > Vм, то поступление газа в скважину практиче­ски исключается (за вычетом невытесненного газа и газа, за­ключенного в части закрытых пор); ф г, фн, фв — соответст­венно газо-, нефте и водонасыщение (доли пористого прост­ранства, занятые газом, нефтью, водой); Vн, Vв — объемы га­за, содержащегося в растворенном состоянии в единице объ­ема нефти или воды, приведенного к условиям (температуре и давлению) пласта; фн, Vн — растворенный и конденсирован­ный газ; Вг — объемный коэффициент газа, равный объему, занимаемому 1 м3 данного газа при температуре Т и давлении р пласта,


где г — коэффициент сжимаемости газа, равный отношению объема реального газа к объему идеального при одинаковых температуре и давлении.

При фг = 1 и фв = 0 формула (4.4) значительно упрощается.

Если пренебречь отклонениями от закона Генри при вы­соких давлениях, величины Vн и Vв для конкретной пластовой температуры можно приближенно определить по коэффици­ентам растворимости газов в нефти и воде и по пластовому давлению.

Пластовые флюиды в забойных условиях, попадая в буро­вой раствор, остаются практически в тех же агрегатных со­стояниях, в которых они пребывали в породах. При подъеме вместе с глинистым раствором в результате уменьшения дав­ления часть находившихся в состоянии конденсации углево­дородов начинает переходить в газообразное состояние.

Подсчитаем весьма ориентировочно количество газа, попа­дающее во время бурения газового объекта в скважину, при следующих допущениях: фг = 1; а = 0; в = 0.

Примем диаметр долота равным 254 мм, скорость пр ох од- ки 5 м/ч, объемную скорость циркуляции 30 л/с при п = = 25 %. Будем считать, что газ представлен метаном, коэф­фициент растворимости которого в воде составляет 0,03. Примем, что растворимость метана в глинистом растворе равна 0,03 (хотя она будет, несомненно, меньше вследствие минерализации пластовыми водами, наличия твердой фазы и т.д.).

Приблизительный расчет показывает, что при приведен­ных данных и допущениях количество поступившего в сква­жину газа составит 55 см3 за 1 ч. Если допустить, что поры пласта заполнены водой с растворенным в ней газом, коли­чество газа, поступившее в скважину, будет значительно меньше 16 см3 за 1 ч. Естественно, с уменьшением скорости проходки ум в газовом горизонте до 2,5 м/ч скорость поступ­ления газа в последнем случае снизится до 8 см3/ч.

При равномерной скорости проходки и известной подаче насосов можно определить снижение плотности бурового раствора на поверхности в результате одного цикла циркуля­ции.

На рис. 2 показано снижение плотности бурового рас­твора в зависимости от скорости проходки и подачи насосов (глубина скважины 1000 м) при начальной плотности раствора 1,2 г/см3.

Часто газ попадает в скважину из глин.

Из формулы (1) следует, что количество поступающего в единицу времени газа пропорционально механической скоро­сти бурения.

Однако данные практики весьма противоречивы, и коли­чество газа в одних случаях больше, в других — меньше, х о- тя условия бурения примерно одинаковы. Так, по данным,


Рис. 2. График изменения плотности бурового раствора в зависимости от механичес­кой скорости бурения и по­дачи насосов, л/с: 1 - 30; 2 - 20; 3 - 10; 4 - 5; 5 - 2

фильтрация газа в скважину при скорости бурения 6 м/ч почти не происходила и, наоборот, при скорости в 10 раз меньшей количество поступающего в скважину газа было большим. Согласно М.Л. Сургучеву, при малых скоростях бурения (0,75 — 1,50 м/ч) газ в растворе не был обнаружен.

Столь противоречивые данные объясняются тем, что в приведенных экспериментах количество поступающего в скважину газа мало зависело от скорости бурения.

Результаты повышения содержания газа в буровом рас­творе при увеличении скорости проходки в продуктивном газовом пласте следующие: долото диаметром 243 мм, объем­ная скорость циркуляции бурового раствора 30 л/с, порис­тость и коэффициент насыщения продуктивного горизонта соответственно составляют 20 и 0,8 %, пластовое давление 10,0 МПа.

Зависимость содержания газов С2 — С4, образующихся из газоконденсатов, в восходящем потоке бурового раствора (Н.И. Легтев) от скорости бурения продуктивного пласта имеет следующий вид:

Содержание газов в буровом растворе, %........................ 2,1 8,6 17,2

Скорость бурения, м/ч.................................................... 3 12 24

Содержание газов С2 — С4, приведенных к нормальным

условиям в буровом растворе, %...................................... 5,4 10,8 21,5

Скорость бурения, м/ч.................................................... 3 6 12

Е.М. Геллером получены данные по ряду месторождений, на скважинах которых проводился газовый каротаж. Для по­строения точек на газокаротажной диаграмме выбирался максимум, соответствующий максимуму одного из продук­тивных горизонтов. Фактическое содержание газа в растворе О определялось как среднее арифметическое из всех точек этого максимума. Привязка интервала к определенной глуби­не осуществлялась по электрокаротажу. Для этого интервала находились скорость бурения Ум и средняя подача насосов. Определяли количество кубических сантиметров газа, посту­пающего из выбуренных пород, на каждый литр бурового раствора, прошедшего через забой (рис. 3).

Полученная зависимость отношения фактического О и те­оретического Оп содержания газа (0/0п) от механической скорости бурения Ум характеризует действительный режим обогащения газом бурового раствора на забое бурящейся скважины.


Видно (см. рис. 3), что обогащение бурового раствора происходит не только за счет попадания газа из разбуренных

Рис. 3. Содержание газа в растворе в зависимости от скорости проходки.

Елшанка: 1 - башкирский ярус, верхняя часть; 2 - угленосная свита; 3 - Ве­рейский горизонт; 4 - башкирский ярус, нижняя часть;

Песчаный Умет: 5 - башкирский ярус, нижняя часть; 6 - угленосная свита; 7 - турнейский ярус;

Соколова гора: 8 - башкирский ярус, нижняя часть; 9 - пашийская свита; 10 - живетский ярус

Предположение о том, что на практике может создаваться ситуация, при которой рза6 > рпл, и при этом значительно возрастает скорость гравитационного замещения, неверно, потому что в таких условиях возникают поглощения бурово­го раствора.