Инверсия газа в закрытой скважине

3.8.5 Инверсия давления при газопроявлениях

При газопроявлениях на устье герметизированной и непромываемой скважины с течением времени наблюдается нарастание давления, обусловленное протеканием эффекта, который называется инверсией давления.

Механизм явления инверсии заключается в следующем. Если в момент закрытия скважина частично или полностью заполнена жидкостью и в ней имеется газ, то газовые включения под влиянием архимедовой силы продолжают всплывать к устью. Но, не имея возможности расширяться по мере подъема в жестко фиксированном объеме, каждый пузырек или газовая пробка в соответствии с законом Бойля-Мариотта будут сохранять объем и давление, имевшие место в момент герметизации.

Газ, находящийся в начале под действием избыточного гидростатического давления столба жидкости, сохраняет его и в процессе всплытия до устья скважины (рисунок 46).

Если скважина закрыта в начале проявления, когда газовая пачка еще находится на забое

, (93)

то после ее окончательного всплытия устьевое давление станет равным пластовому.

, (94)

где устьевое давление

пластовое д давление

Давление на забое скважины при этом удвоится.

, (95)

В любой точке ствола скважины давление в это же время будет равно сумме устьевого и гидростатического давления на этой глубине.

Рисунок 44: Схема инверсии давления в скважине

А как зависит прирост давления в скважине от объема всплывающего пузыря газа? В данном случае сжимаемостью жидкости пренебречь нельзя. Если объем газа сопоставим с изменением объема жидкости за счет роста давления , то изменение объема газа существенно и его следует учитывать . Если же объем газа значительно превышает объем жидкости , то это уменьшение можно не учитывать. Расчет показывает, что газа должно быть не менее 10-15 % от объема скважины, чтобы можно было ожидать удвоение забойного давления. В реальных условиях изменение давления на устье скважины протекает значительно сложнее. При этом оказывают свое влияние негерметичность ствола скважины в его открытой части, всплывание газа не в виде одной порции, а распределение его на значительном интервале.

Эксперименты по оценке инверсии давления при всплывании газа проводились в герметизированной скважине 230 Левкинская глубиною 1187м. В скважину запускали газ (воздух) в объеме от 1,5 до 3 м³ (более 5-10 % объема жидкости), затем герметизировали забой и устье и измеряли давление в бурильных трубах и кольцевом пространстве в процессе движения газовой пачки от забоя к устью. Исследования показали, что давление на устье скважины после всплытия пачки газа составляет примерно 85-90% от забойного давления, имеющегося в момент всплытия.

Инверсия давления создает в скважине опасность возникновения затрубных проявлений, межпластовых перетоков, нарушения целостности обсадных колонн или кондукторов. Высокие давления в скважине являются причиной нарушения герметичности обсадных колонн и гидравлического разрыва пластов.

Если в скважине ожидается гидравлический разрыв пласта, то рост давления будет наблюдаться до образования трещины. В результате гидроразрыва произойдет поглощение раствора, и давление на устье уже не поднимется до максимально возможной величины.

Во всех случаях ясно, что допускать скопление газа на устье скважины (даже в случае установки превенторов высокого давления) не следует. Для предотвращения отрицательных последствий инверсии давлением при газообразовании необходимо управлять.

Давление смеси бурового раствора и газа в скважине

Поступление газа в скважину и образование в ней газожидкостной смеси влияет, прежде всего, на гидростатическое давление, создаваемое буровым раствором. Несомненно, что уменьшение плотности бурового раствора в этом случае приводит к снижению забойного давления, в связи с чем возникает опасность выброса. Поэтому давление, создаваемое столбом смеси раствора и газа в скважине представляет непосредственный практический интерес для оценки опасности и возможности дальнейшего развития проявлений, а также для выяснения вопросов предупреждения и ликвидации выбросов.

Снижение давления может быть определено по формуле Стронга-Уайта:

, (96)

где начальная плотность бурового раствора;

- плотность газированного бурового раствора на поверхности;

Р₁ – гидростатическое давление бурового раствора начальной плотности на забое, кгс/см².

studfile.net

Вопрос 10. Когда произойдет наибольшее снижение забойного давления в скважине, заполнен газированным раствором?

A) Когда газ будет находиться у устья.

Б) Когда газ будет находиться у башмака.

В) Когда газ поступит на забой.

Вопрос 11. Что следует предпринимать для борьбы с поступлением газа во время наращивания? (два ответа)

A) Увеличивать МСП.

Б) Прокачивать низковязкие пачки.

В) Регулировать (ограничивать) скорость подъема, чтобы не допускать поступление нескольких пачек газа.

Г) Сократить время на наращивание, когда насосы выключены.

Вопрос 12. Какие признаки могут указывать на создание депрессии в скважине.

(два ответа)

A) Снижение расхода на выходе.

Б) Изменение формы и размеров шлама.

В) Увеличение уровня фонового газа.

Г) Увеличение вязкости раствора.

Вопрос 13. Во время подъема труб заметили, что объем долива оказался меньше расчетного на 60 литров. Что следует предпринять?

A) Остановить подъем, проверить скважину на перелив. Продолжить подъем.

Б) Проверить скважину на перелив. Закачать кольматирующий материал.

В) Остановить подъем, проверить скважину на перелив. Если перелива нет - спустить трубы до забоя и вымыть забойную пачку на пониженной подаче.

Г) Остановить подъем, закрыть скважину.

Вопрос 14. Когда следует определять давления прокачки насосов на пониженной подаче? (два ответа)

A) В начале каждой смены.

Б) Перед наращиванием.

В) В начале подъема для замены долота.

Г) При изменении плотности раствора в циркуляции.

Д) Перед спуском обсадной колонны.

Вопрос 15. Во время бурения заметили, что при остановке насосов происходит увеличение уровня в приемной емкости. После восстановления циркуляции уровень остается постоянным. В чем причина?

A) Потери давления в кольцевом пространстве создают превышение забойного давления над пластовым.

Б) Давление прокачки превышает забойное давление.

В) Гидростатическое давление намного превышает пластовое давление.

Вопрос 16. Укажите прямые признаки ГНВП при бурении. (два ответа)

A) Увеличение МСП.

Б) Рост давления на насосе.

В) Увеличение объема раствора в приемной емкости,

Г) Увеличение расхода на выходе.

Д) Изменение температуры выходящего потока.

Е) Газирование бурового раствора.

Вопрос 17. Поступление газа в скважину с раствором на водной основе легче обнаружить, чем поступлении газа в скважину с раствором на нефтяной основе. Верно ли это?

A) Верно.

Б) Неверно.

Вопрос 18. Как влияет величина объема притока на давления на устье закрытой скважины?

A) На давление в трубах не влияет. Давление в КП будет выше.

Б) Давление в трубах будет выше. На давление в КП не меняется.

В) Никак не влияет.

Вопрос 19. Во время подъема труб из скважины обнаружили перелив. Что следует предпринять?

A) Закрыть универсальный превентор. Открыть дроссель.

Б) Закрыть шаровой кран. Закрыть превентор.

В) Как можно быстрее спустить долото до забоя.

Вопрос 20 Какое давление можно рассчитать, используя значение давления в трубах г скважине?

A) Давление гидроразрыва пород.

Б) Пластовое давление.

В) Максимальное допустимое давление на устье.

Г) Горное давление.

Вопрос 21. После обнаружения ГНВП скважину закрыли. Зафиксировали давления стабилизации. Через некоторое время заметили постепенный рост давления на устьевых манометрах, то вероятно происходит?

A) Поглощение.

Б) Расширение притока пластового флюида.

В) Миграция газа.

Г) Поступление дополнительного притока.

Вопрос 22. Что обычно происходит во время миграции газа?

A) Давление в трубах растет, давление в КП не меняется.

Б) Давление в трубах не меняется, давление в КП растет.

В) Давления в трубах и КП растут примерно одинаково,

Г) Давления в трубах и КП медленно снижаются.

Вопрос 23. На какое расстояние от устья скважины должен быть выведен штурвал от ПК - задвижки?

A) Не менее 10 м.

Б) Не менее 15 м.

В) Не менее 20 м.

Г) Не более 12 м.

Вопрос 24. К какой классификационной группе зон относится зона, в которой маловероятно появление взрывоопасных смеси воздуха или газа, а в случае ее появления эта смесь присутствует в течение непродолжительного периода времени?

A) Зона 1.

Б) Зона 2.

В) Зона 3.

Г) Зона 4.

Вопрос 25. Периодичность опрессовки плашечных превенторов?

A) Гидравлическая опрессовка через 6 месяцев; дефектоскопия – один раз в год.

Б) Гидравлическая опрессовка через 4месяца; дефектоскопия – один раз в полгода

В) Гидравлическая опрессовка через 6 месяцев; дефектоскопия – один раз в полгода

Г) Гидравлическая опрессовка через 8 месяцев; дефектоскопия – один раз в год

cyberpedia.su

Газ в заточении: скважина | Журнал Популярная Механика

О нем говорят политики, оценивая масштабы произведенной им революции. Против него протестуют звезды поп-музыки, опасаясь за чистоту воздуха и вод. Сланцевый газ — герой лент новостей и ископаемый ресурс с наиболее противоречивой репутацией. В чем же его особенность, и действительно ли добыча газа из сланцев несет в себе серьезные риски?

Чтобы разобраться с волнующими нас вопросами, «ПМ» отправилась в ОАО «Газпром-промгаз» — одно из научных подразделений ОАО «Газпром». Здесь нашим консультантом любезно согласился выступить Владимир Тимофеевич Хрюкин, руководитель проектов, главный научный сотрудник этой организации. По итогам нашей весьма содержательной беседы картина вырисовывается следующая.

Терзания песка

Сланцы представляют собой осадочные породы, прошедшие определенные стадии преобразования. Первым делом происходит накопление рыхлых осадков — как правило, в водоемах. Самыми мощными отложениями являются озерно-болотные и морские прибрежные. С течением времени осадки уплотняются (литогенез), потом происходит формирование породы (диагенез), далее порода преобразуется (катагенез). Заключительная стадия — метаморфизм. Таким образом из рыхлого песка образуется сначала песчаник, потом песчано-глинистый сланец и, наконец, гнейс.

Все эти геологические подробности нужны для понимания условий, в которых появляется и хранится в природе сланцевый газ. Дело в том, что на финальной стадии — стадии метаморфизма — происходит не просто дальнейшее уплотнение породы и ее дегидратация, но и образование в условиях высокой температуры и высокого давления новых минералов, таких, например, как калинит, хлорит, глауконит, с характерной для глинистых минералов плоской таблетчатой формой.

Если изначально в донных отложениях наряду с обломочной частью (песчинками кварца и полевого шпата) находится некоторое количество органики, то в определенных случаях эта органика концентрируется и производит пласты углей (один из видов так называемого керогена). Другие виды керогена становятся исходным материалом для формирования впоследствии нефти и газа. Под действием давления и температуры бурые угли преобразуются в так называемые тощие угли, выделяя при этом большое количество газа. Например, лабораторными исследованиями установлено, что при преобразовании 1 т угля буроугольной стадии выделяется 140 м³ газа. Это очень большие объемы генерации, и потому в тех местах, где залегало большое количество концентрированной органики, сформировались высокогазоносные пласты, а газ из этих пластов, наряду со сланцевым, является ресурсом, добываемым из нетрадиционных источников.

Фильтры и перегородки

Однако в случае со сланцами геологи имеют дело с рассеянной органикой, преобразование которой приводит к выделению газа, но он так и остается в микротрещинах между минералами. Минералы эти, как уже говорилось, имеют плоскую таблетчатую форму и, что самое главное, практически непроницаемы для газа.

Традиционные газовые и нефтяные месторождения приурочены, как правило, к структурным ловушкам — антиклинальным структурам. По сути это складка породы, направленная вверх (противоположность такой складке, то есть впадина, называется синеклизой). Антиклинальная складка образует своего рода свод, под которым за счет силы гравитации происходит перераспределение фаз: вверху формируется некая газовая «шапка», ниже — нефтяная или газоконденсатная оторочка, еще ниже — газово-водяной контакт. Причем породы, слагающие структуры классических месторождений углеводородов, должны обладать хорошими фильтрационными характеристиками, с тем чтобы газ или микроскопические частички нефти могли за счет разности в плотности и весе подниматься к центральной части этой структуры, а вода — отжиматься вниз. Таким образом, частички нефти и пузырьки газа могут проходить сквозь породу большие расстояния и собираться с обширного пространства, формируя крупные залежи. Сланцевый же газ скапливаться в больших объемах не может — он заперт в микротрещинах между пластинками минералов с крайне низкими фильтрующими свойствами. Этим и объясняются все особенности и проблемы его добычи.

Навстречу газу

Что если пробурить скважину в районе залегания газоносных сланцевых пластов? Газа из нее удастся получить совсем немного. В этом случае зона влияния скважины окажется равной нескольким сантиметрам — именно с этого крошечного пятачка под землей удастся собрать газ (для сравнения — зона влияния скважины в традиционном месторождении равна сотням метров). Непроницаемые сланцы держат свои углеводородные сокровища взаперти. Однако у сланцев есть свойство, которое так и называется — сланцеватость. Свойство это заключается в том, что все трещины ориентированы в определенных направлениях, и если пробурить горизонтальную скважину «в крест», то есть перпендикулярно трещинам, можно одновременно вскрыть гораздо больше полостей с газом.

Это правильное решение, но необходимого эффекта не дает и оно, ибо не гарантирует хорошей связи ствола скважины с большим количеством трещин. Поэтому бурение горизонтальной скважины обязательно дополняется гидроразрывом породы, причем гидроразрывом многостадийным. На первой стадии гидроразрывная жидкость подается в самую дальнюю, призабойную часть скважины. Затем участок трубы длиной 150−200 м перекрывается специальным клапаном в виде шарика, и следующий гидроразрыв производится уже ближе к устью скважины. Таким образом, если ствол скважины имеет длину 1000−1200 м, то на ее протяжении делается пять-семь гидроразрывов. Вместе с жидкостью в образовавшиеся полости поступает пропант, который не дает породе вновь сомкнуться. Пропант состоит из песка или керамических шариков, то есть по определению имеет хорошие фильтрующие свойства и не мешает газу проникать в ствол скважины.

Технологии прокладки горизонтальных скважин и гидроразрывов уже достаточно хорошо отработаны и используются в коммерческой добыче. И все же по сравнению с добычей газа из традиционных источников извлечение сланцевого газа из недр несет с собой ряд проблем как экономического, так и экологического характера.

Что беспокоит Йоко Оно?

Сразу после вскрытия скважины давление выходящего из земли газа и его объемы (дебиты) весьма высоки. Однако поскольку емкость хранящих газ трещин все же невелика, то в течение года эти показатели падают на 70−75%. Например, если на начальном этапе скважина поставляет 200−500 тысяч кубометров в сутки, то через год это будет всего лишь 8−10 тысяч. Если учесть, что газ в основном добывается не просто так, про запас, а во исполнение контрактных обязательств перед потребителем, такое существенное падение объемов добычи придется компенсировать за счет добуривания новых скважин. При этом надо учитывать, что оборудование горизонтальной скважины для добычи сланцевого газа обходится примерно в полтора-два раза дороже, чем традиционная вертикальная. Отсюда первая серьезная проблема: добыча сланцевого газа имеет чрезвычайно экстенсивный характер, несет с собой большие затраты на создание все новых и новых скважин, а также занимает обширные территории, что делает использование этой технологии проблематичным для густонаселенных стран.

Поскольку по мере истощения скважины, имеющей зону влияния всего в несколько десятков метров (даже после гидроразрывов), давление в ее устье существенно падает, это создает и вторую серьезную экономическую проблему: газ с низким давлением нельзя подавать непосредственно в газотранспортную систему, где стандартное давление составляет 75 атм. Та же проблема, кстати, и с метаном из угольных пластов: давление на устье составляет всего 1,5 атм. Значит, «нетрадиционный» газ надо дополнительно сжимать, используя при этом так называемый отжимной компрессор, который очищает газ от пыли и влаги и дополнительно дожимает. Это дорогая машина с низким КПД, так что придется тратить на ее функционирование немалое количество добытого газа.

Теперь самое время вспомнить, что именно стало недавно поводом для «антисланцевой» инициативы ряда видных деятелей западного шоу-бизнеса, таких как Йоко Оно и Пол Маккартни. Всех этих людей обеспокоили возможные экологические последствия добычи сланцевого газа в богатом месторождениями штате Нью-Йорк. Чтобы бур не зажало горным давлением, при бурении используются промывочные жидкости, содержащие, как нетрудно догадаться, ряд не очень полезных для человека веществ. Авторы экологической инициативы опасаются, что по мере расширения добычи газа компоненты промывочных жидкостей попадут водные горизонты, откуда забирается питьевая вода.

Почему же, несмотря на все эти проблемы и сложности, сланцевый газ продолжают добывать, особенно в Северной Америке? Во‑первых, здесь играет свою роль политика. В Соединенных Штатах правительством поставлена задача приобрести максимальную независимость от внешних поставок энергоносителей, и если еще пару лет назад Америка покупала газ у Канады, то совсем недавно даже отправила один газовоз на экспорт, подчеркивая тем самым свой новый статус экспортера. Во‑вторых, чем выше цены на углеводороды, тем выше интерес к источникам их добычи даже при высокой себестоимости. И это как раз случай сланцевого газа.

www.popmech.ru

Курс лекций по одноименной дисциплине, страница 31

ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД

Силы, действующие в залежи. Приток нефти, воды и газа к скважинам обуславливается: напором краевых вод, давлением газа в газовой шапке, энергией растворенного в нефти и воде газа, упругостью сжатых пород и жидкостей, гравитационной энергией. В зависимости от преобладающей силы режим работы залежи называют: водонапорный, газонапорный (шапки или растворенного газа), упругий, упруго-водонапорный, гравитационный, смешанный.

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление  сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов сквозь пористую среду, на преодоление капиллярных и адгезионных сил. Гидравлическое сопротивление движению жидкости или газа пропорционально скорости потока и вязкости жидкости. В области водонефтяного контакта образуется смесь воды и нефти, а не четкая поверхность раздела. В капиллярных каналах жидкость разбивается на шарики и столбики и закупоривает поры пласта. Капля нефти стремится принять шарообразную форму. Такой механизм поведения несмешивающихся жидкостей создает дополнительное сопротивление движению фаз.

Поверхностные явления при фильтрации жидкостей. На закономерность фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела нефть-газ-вода, но и поверхностные явления. На границе нефть-порода возникает адсорбционный слой. Нефть за длительный период подвергается структурной и химической перестройке. В зоне контакта формируется твердая пленка из карбено-карбоидных продуктов превращения нефти. Скорость фильтрации с течением времени понижается в связи с фиксацией на поверхности породы компонентов нефти в результате действия адсорбционных сил, повышением содержания в нефти поверхностно-активных веществ. Понижение фильтрации может нарастать до полной закупорки поровых каналов. Этот негативный процесс может быть устранен повышением температуры нефти до 60 – 65 ⁰С и увеличением перепада давления. Происходит срыв возникших адсорбционно-сальватных слоев.

Снижение фильтрации может наблюдаться не только нефти, но и воды. Это связано с отклонением закона Дарси при описании реальных жидкостей с аномальными отклонениями. В воде могут образовываться квазикристаллические решетки коллоидных частиц или молекулярных пространственных структур. Вода является аномальной полярной жидкостью в связи с её молекулярным строением.

Электрокинетические явления. На фильтрацию так же влияют электрокинетические явления, обусловленные особенностью движения ионов в жидкостях. На границе раздела возникает двойной электрический слой. Жидкость скользит не по поверхности твердого тела, а на расстоянии обусловленном двойным электрическим слоем. При течении ионной жидкости возникает электрические поле. Если к пористой среде с неподвижной жидкостью приложить электрическое поле, то ионы придут в движение и увлекут за собою всю жидкость (электроосмос, электрофорез).

Дроссельный эффект. При прохождении через пористые среды вследствие адиабатического расширения газов наблюдаются термические эффекты, выделение и поглощение тепла. Расширение подвижных сред понижает их температуру, а сжатие – повышает.

Эффект расширения газового потока при его движении после сужения в каналах называется дросселированием. В пористой среде этот процесс незначительно влияет на температуру среды, так как снижение температуры за счет дроссельного эффекта компенсируется её увеличением за счет работы сил трения. Зато в скважине изменения температуры будут значительны (дроссельный эффект). Поступление газа сопровождается охлаждением приемной зоны скважины. Может возникнуть процесс образования газогидратов. Дроссельный эффект возникает не только при эксплуатации газовых скважин, но и при эксплуатации нефтяных скважин, так как в нефти содержится растворенный газ. На забое в связи со снижением давления будет происходить выделение из нефти газа. Остаточная вода и обводнение добываемой нефти будут способствовать в условиях низких температур образованию газогидратов.

vunivere.ru

Способ эксплуатации нефтегазовых скважин

Изобретение относится к области разработки нефтегазовых месторождений, в скважинной продукции которых содержится значительное количество тугоплавких парафинов. Оно может быть использовано для предотвращения отложений парафинов и гидратов в нефтепромысловом оборудовании, например в насосно-компрессорных трубах. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважин месторождений высокопарафинистой нефти за счет предотвращения парафиногидратных отложений в процессе добычи и снижение энергозатрат при предотвращении парафиногидратных отложений в нефтегазовых скважинах. Сущность изобретения: по способу поддерживают температуру нефтепромыслового оборудования, например насосно-компрессорных труб, выше температуры отложений парафинов и гидратов за счет внутренней энергии сжатого газа. Его закачивают в скважину при температуре выше температуры инверсии эффекта Джоуля-Томсона. В качестве газа используют гелий. Его закачивают в скважину по замкнутому циклу и без его предварительного подогрева. При этом закачиваемый газ в скважине дросселируют.

Изобретение относится к области разработки нефтегазовых месторождений, в нефтях которых содержится значительное количество тугоплавких парафиновых фракций. Оно может быть использовано для предотвращения отложений парафинов и гидратов в нефтепромысловом оборудовании, например в насосно-компрессорных трубах (НКТ).