Контроль и управление давлением на забое скважины при газопроявлении.
Представим себе (рис. 16.5), что скважина вскрыла газовый пласт, и по какой-то причине произошло поступление некоторого количества газа в скважину. Предположим так же, что скважина открыта и промывается через бурильные трубы с расходом Qн. Пузырь газа (пачка), поднимаясь во время промывки вверх, будет постепенно расширяться (вследствие уменьшения гидростатического давления). Нижняя граница газа будет двигаться равномерно со скоростью, обусловленной расходом Qн. Верхняя же граница будет двигаться быстрее, с все более возрастающей скоростью. Это приведет к тому, что из скважины будет поступать больше жидкости, чем в нее закачивают. Уровень жидкости в приемных емкостях начнет подниматься, что является первейшим признаком начавшегося газопроявления.
После обнаружения проявления скважину закрывают (с помощью превентера), а жидкость направляют через управляемый дроссель в отводную линию (линию дросселирования). В заколонном пространстве на устье скважины возникнет избыточное давление.
Допустим, что после закрытия превентера газовый пузырь высотой hг (рис. 16.5) оказался на некоторой глубине выше забоя. Жидкость, находящаяся над газом, как отмечалось раньше, будет двигаться ускоренно, иначе говоря, нестационарно, в неустановившемся режиме. Напротив, под газовым пузырем будет двигаться стационарно, в установившемся режиме, с постоянным расходом Qн.
Такая промывка (с закрытым превентором) называется "вымывом газовой пачки", и удаление газа из заколонного пространства должно в идеале проходить так, чтобы не было вторичного поступления газа из пласта в скважину. А это возможно только тогда, когда в течении всего процесса "вымыва" давление pс на забое будет превышать пластовое. Внутри бурильных труб буровой раствор не содержит газ (в трубы закачивается дегазированный, очищенный раствор), следовательно, плотность его известна заранее. Если давление на насосе при промывке рн, а абсолютное давление на забое рс, то будет справедливо уравнение:
|
|
|
рс=рн-(рд+рв+робв)+rgL, (16.8)
где рд – перепад давления на долоте;
рв – потери давления в трубах;
робв – потери давления в объвязке;
L - длина бурильной колонны.
Обозначим сумму рд, рв и робв через рп, и тогда:
рс = рн - рп + rgL , (16.9 )
отсюда
рн = рс + рп - grL. (16.10)
Из этой формулы следует, что если рп и r известны и постоянны, то любому значению давления на пласт рс соответствует вполне конкретное значение рн. Величина рп постоянна, потому что Qн=const. О постоянстве плотности r уже было сказано. Предположим теперь, что рс должно на 5% превышать рпл. Тогда необходимое для этого давление рн найдётся из выражения:
|
|
|
рн = 1,05 рпл + рп - rgL. ( 16.11 )
Вопрос только в том, как обеспечить поддержание нужного расчётного значения рн в условиях проявляющей скважины.
Если скважина открыта, то управлять давлением рн при Qн=const невозможно. Единственный способ влияния на рс – это изменение Qн с целью увеличения гидравлических потерь давления. Впрочем, возможности эти весьма ограничены.
Если скважина закрыта и противовыбросовое оборудование имеет регулируемый штуцер, то можно управлять давлением рн через изменения ру с помощью указанного штуцера. Если удаётся, меняя сопротивление штуцера, поддерживать рн около расчётного значения, то это автоматически (в соответствии с уравнением 16.9) обеспечивает постоянство рс на забое. И если при этом обеспечить рс>рпл, то газ в скважину не поступит, и удастся освободить скважину от поступившего ранее газа.
В заключение рассмотрим возможность распознавания типа пластовой жидкости по данным проявления.
Обнаружив поступление пластовой жидкости (газа, нефти или воды) в скважину по увеличению уровня жидкости в ёмкостях, бурильщик должен закрыть превентером скважину и прежде, чем включить насос на вымыв пластового флюида, зафиксировать избыточное давление на насосе рн, устьевое давление в затрубном пространстве ру и прирост объёма жидкости в приёмных ёмкостях DV.
|
|
|
Если рн > 0 , то можно определить пластовое давление проявляющего пласта:
рпл = рн + rрgL . (16.12)
Зная истинное значение рпл, не трудно определить новое значение rр для безопасного вскрытия данного пласта.
Покажем теперь, что по величинам рн , ру и DV можно оценить величину плотности пластового флюида.
Договоримся, что ρр ниже и выше порции поступившего из пласта флюида одинакова.
Тогда:
(16.13)
где fкп – площадь сечения заколонного пространства за бурильными трубами.
В закрытой скважине очевидны два уравнения:
рс = ρрgL + рн , (16 .14)
Рс = ρсмghг + ρрg (L-hг) + ру, (16 .15)
где ρсм –неизвестная плотность пластового флюида;
рс – давление на забое скважины.
В герметичной скважине (нет поглощающих пластов ) рс= рпл .
|
|
|
Следовательно, правые части уравнений равны между собой:
ρрgL+рн=ρсмghг+ρрgL-ρрghг+ру ,
. (16 .16)
С учетом (16.13) 
выразим ρсм через остальные известные величины:
(16.17)
Подставим численное значение g = 9,81 м/с2:
ρсм= ρр-0,102 (ру-рн) fкп/DV. (16.18)
По расчетной величине rсм можно достаточно уверенно определить, является данное проявление газопроявлением, нефтепроявлением или водопроявлением. Поскольку “чистых” проявлений не бывает, то можно говорить только о том, какого типа флюид преимущественно представлен в смеси пластовых флюидов, поступивших в скважину.
И последнее замечание. Методику контроля и управления проявлением из скважины мы проанализировали на примере газопроявления. Нефтепроявление отличается от рассмотренного типичного случая только тем, что выделение (часто бурное) газа из всплывающей или вымываемой нефти начинается при достижение глубины, где гидростатическое давление оказывается меньше давления насыщения нефти попутным газом. Дальнейшая картина проявления протикает по “сценарию” газопроявления. Из сказанного, в частности, следует, что нефтепроявление труднее обнаружить, чем чистое газопроявление. Дело в том, что до начала выделения газа из нефти уровень жидкости приемных емкостях в процессе промывки увеличиваться не может, если приостановлен приток флюида из пласта. Обнаружить же поступление небольшого количества (0,5 . . .2, 0 м3) нефти из пласта по изменению уровня в емкостях почти невозможно. В то же время при газовом факторе несколько десятков и сотен кубометров газа на кубометр нефти нефтепроявление быстро переходит в газопроявление, когда по мере подъема порции нефти в процессе промывки гидростатическое давление окажется меньше давления насыщения газа в нефти. И оно опасно тем, что начнется на небольшой глубине (1500…2000 м), когда будет уже мало времени на своевременное обнаружение и ответные действия по своевременному закрытию скважины с помощью противовыбросового оборудования.
Дата добавления: 2018-06-27; просмотров: 951; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!