Газонефтеводопроявления и грифонообразования

   

   

 

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

   При ф_г = 1 и ф_в = 0 формула (4.4) значительно упрощается.

   Если  пренебречь отклонениями от закона Генри  при высоких давлениях, величины V_н и V_в 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: ф_г = 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 у_м 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 У_м 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 О_п содержания газа (0/0_п) от механической скорости бурения У_м 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 р_за6 > р_пл, и при этом значительно возрастает скорость гравитационного замещения, неверно, потому что в таких условиях возникают поглощения бурового раствора.