Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 [ 88 ] 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

кальной. В связи с этим только некоторая составляющая силы тяжести, которая изменяется в зависимости от отклонения с глубиной направления скважины от вертикали, обусловливает сдвиг системы, т.е. для наклонной скважины требуется меньшее значение предельного статического напряжения сдвига столба "зависшего" бурового раствора, чем для вертикальной. Однако с помощью приведенных выше формул можно ориентировочно, но с достаточной точностью производить необходимые подсчеты.

Р.И. Шищенко и Б.И. Есьман рассмотрели изменение давления столба газированного бурового раствора на забой и стенки скважины. Они считали процесс в первом приближении изотермическим и решали задачу как статическую, т.е. предполагали, что газ не может подниматься относительно жидкости (т.е. внутри бурового раствора) из-за наличия в ней пространственной структуры, характеризуемой предельным статическим напряжением сдвига.

Если полагать, что в единице объема газированного раствора на устье скважины по объему будет ф частей газа и 1 - ф частей жидкости, то плотность смеси

= (1 -ф)p ж + Poг, (4.29)

где pж - первоначальная плотность негазированного раствора; p0г - плотность газа на устье при давлении р0.

Учитывая, что на глубине h, где абсолютное давление р, при неизменном весе объем системы за счет сжатия газа

уменьшится на ф р0, плотность газированного раствора в

этих условиях ф ---.

h 1 -ф + ФР0-

(4.30)

Так как объемный вес с глубиной непрерывно меняется, то изменение давления для бесконечно тонкого слоя dh

dp = pghdh . (4.31)

После интегрирования имеем

ф Р ( фgp0г

Р - Р0 + In - = + gPж +-1 h, (4.32)

1 - ф Р0

где р - р0 = ph - манометрическое давление на данной глу-

бине; р0-ln- - уменьшение давления в столбе бурового

1 - ф р0

раствора в результате газирования. Или

(4.33)

По этому уравнению можно определить давление столба газированного раствора на стенки или забой скважины. Для его решения относительно р необходимо использовать метод подбора или последовательных приближений. Авторы рассчитали изменение плотности и давления с глубиной для раствора с начальной плотностью p = 1,5 г/см3 при различном газосодержании ф. В табл. 4.3 приведены значения ph, Aph и h - для раствора, газосодержание которого равно 0,8.

Как следует из табл. 4.3, даже такое большое газирование раствора значительно влияет на плотность и давление лишь до глубин порядка 2000 м. Подобные результаты были получены и при использовании формулы Стронга. Влияние газирования на изменение давления в процентах к рабс также приведено в табл. 4.3.

В связи с увеличением давления с глубиной благодаря сжатию газированного раствора значение Aph положительно. Однако подобные рассуждения можно применить для подсчета уменьшения давления при расширении газа, приняв за начальную плотность раствора на определенной глубине. В этом случае значение Aph останется тем же, но со знаком минус.

Расчет показывает, что давление вследствие газирования раствора может уменьшиться на значение, превосходящее

Т а б л и ц а 4.3

Некоторые параметры раствора с газосодержанием, равным 0,8

Параметр

p, г/см3

APhабс, МПа h, м

aph абс 100,%

рабс

d0, мм при 9 = = 0,03 г/см2 K = 0,6

перепад давления, который специально создается избыточным утяжелением раствора. И если благодаря структурно-механическим свойствам раствора перепад может уменьшиться до нуля, то вызванное этим более интенсивное газирование системы будет причиной перемены знака у противодавления, что лавинообразно ускоряет процесс газирования.

О механизме поступления газа в скважину

Пусть в начальный момент времени перепад давления определяется превышением давления столба раствора над пластовым. Предположим, что отфильтровывание происходит из некоторого объема бурового раствора, значение которого достаточно мало, а предельное статическое напряжение сдвига обусловливает удержание вышерасположенного столба бурового раствора.

Изменение объема бурового раствора под действием давления невелико.

Коэффициент объемного сжатия для жидкостей определяется известной формулой

в p=Vi- (4-34)

Если для воды вр равен 47,5-10 - 6 см2/кгс, для буровых глинистых растворов из карачахурской и сураханской глин соответственно 38,2-10-6 и 41,1-10-6 см2/кгс.

При полном "зависании" столба раствора над рассматриваемым объемом и вследствие малой сжимаемости незначительное отфильтровывание воды приведет к исчезновению первоначального напряженного состояния в этом объеме и уменьшит перепад давления, а следовательно, и водоотдачу до нуля. Так, согласно формуле (4.34) при перепаде давления в 2,5 МПа необходимо отфильтровать лишь около 0,1 % от рассматриваемого объема жидкости для того, чтобы не происходила фильтрация и, следовательно, не образовывалась корка на стенках скважины.

Для растворов, предельный статический сдвиг которых при данной конструкции скважины обеспечивает лишь частичное зависание столба бурового раствора, перепад давления будет постепенно уменьшаться от максимального значения до рс. Столб бурового раствора сдвинется вниз и практически полностью восстановит первоначальный перепад давления,