Gazoneftevodoproyavleniya și grifonoobrazovaniya - acesta este un tip grav de complicatii in timpul de foraj si foste sonde de petrol și gaze pluatatsii, care necesită lungime ing și reparații costisitoare. Forarea, în special deschiderea unui rezervor de gaze productive, în anumite circumstanțe poate duce la un flux semnificativ de fluid în fântână în timpul forării și în spațiul liber după cimentare. În unele cazuri, fluxul de lichid poate trece în pre-manifestări ale gazului-gaz, cu dezvoltarea ulterioară în grifoni, fântâni de gaz sau petrol, provocând daune economice imense. Acestea sunt frecvente în special la forarea puțurilor de gaz cu AVPD.
Într-o serie de domenii, în special cu presiuni anormal de mari ale rezervoarelor, se observă numeroase cazuri de afișare a uleiului de gaze blocate după cimentarea caroseriei.
Acționările cu gaz cu acțiune lungă duc la saturarea orizonturilor poroase care se suprapun.
cost semnificativ și de timp pentru a elimina fântâni, grifoni și manifestări ar putea fi considerabile, dar a redus sau anulat natura gazonefteproyavleny atunci când este instalat corect-SRI, cauze, care deține o serie de evenimente mi-organizatorice și tehnice și de prevenire colectate.
În exploatarea gazelor, a gazului, a gazului condensat și a câmpurilor petroliere, există adesea cazuri de acumulare de gaz între conductor (sau coloana intermediară) și coloana de producție.
Calele de circulație a gazelor în gropile de operare sunt în principiu aceleași ca și cele pentru cimentarea sau sondele OZZ care ies din foraj. Adevărat, în primul caz, se poate observa și apariția tulburărilor de coloană datorită coroziunii și distrugerii pietrei de ciment sub acțiunea apei de formare și formare.
Cele mai frecvente complicații la forarea și exploatarea puțurilor de gaz care necesită reparații imediate includ următoarele:
Saturarea noroiului de foraj cu gaz în timpul forajului și (sau) atunci când sonda este oprită.
Intervențional manifestări de gaz asociate cu scurgeri de coloane filetate (acest tip de complicație se întâlnește, de asemenea, în exploatarea de sonde).
Decapitarea canalului (intercolumn), asociat cu procesele fizice și chimice din spațiul inelului, și fluxul de gaz prin ele.
Acumularea gazului în spațiul inelar (inelar).
Fluxurile intercolumniene și saturarea gazelor în straturile care se află peste acestea.
Griffin formarea (tipic pentru funcționarea bine).
Fiecare dintre aceste complicații se poate dezvolta în fântâni deschise de gaze (petrol), în cazul în care nu se iau măsuri prealabile sau nu se efectuează reparații.
Descoperirea naturii manifestărilor de gaze în timpul forării și după cementarea puțurilor, explicarea cauzelor mișcării gazului, combinarea observațiilor și a rezultatelor experimentale într-o singură teorie este o sarcină destul de complexă.
În această secțiune, se face o încercare de a generaliza experiența semnificativă a practicilor interne și externe în prevenirea și combaterea apariției gazelor la forarea și fixarea (la completarea) a puțurilor, luând în considerare proprietățile specifice ale gazului.
CAUZELE FLUIDELOR FLUIDE FLUIDE ÎN CALITATE CU GĂURIRE
În procesul de instalare a cablurilor, fluidele de formare sunt alimentate continuu în fantă, inclusiv când presiunea rs6 a tijei inferioare este depășită de presiunea de fund. Sistematizarea cauzelor HNVP este prezentată în Fig. 4.3.
Desigur, afluxul de lichide din formare în puț, când presiunea de fund a apei depășește presiunea rezervorului, poate duce cu greu la crearea unei situații pre-aruncare.
Fig.1. Sistematizarea cauzelor expunerilor de petrol și gaze în timpul forării puțurilor
Cu toate acestea, chiar și o mică cantitate de gaz din formare poate duce la o anumită scădere a presiunii de fund și la riscul de incendiu la degazarea noroiului de foraj la gură. În același timp, astfel de fluxuri de gaze în noroi de foraj la rzab> ppl dau foarte adesea ponderea sa. Mai jos, sunt discutate motivele pentru formarea fluidelor de formare în fluidul de foraj și este prezentată oportunitatea ponderării imediate a soluției la primele semne ale GNVP.
Motivele pentru care sosesc fluidele rezervoarelor în puț pot fi: fluxul capilar; curge prin osmoză; curgerea fluidului de formare cu roca perforată și prăbușită; substituție gravitațională; difuzia de gaz; contractante și efecte de filtrare-depresie.
Capilaritate. Aceasta este cauzată de un contra-curent capilar când filtratul soluției intră în formare. Cu toate acestea, fluxul de fluide în puț datorită deversării capilare este atât de nesemnificativ încât nu poate fi văzut. În plus, depășirea poate apărea în prezența unor canale de pori cu diametrul de până la 1 μm, presiune capilară în care este posibilă împingerea uleiului sau gazului din formare în puț. În canalele cu un diametru mai mare, forțele capilare sunt prea mici și lichidele sunt împinse înapoi de filtratul noroiului de foraj în formațiune.
Curge prin osmoză. Atunci când fluxul de schimb de fluid osmotic printr-o membrană semipermeabilă (în acest ceai-SLE - turta de filtrare) nu există o acumulare semnificativă de fluid formării în gaura de sondă, care ar putea fi văzut pe suprafață.
Fluxul de fluid de formare cu burghiu și rocă sfărâmată. Când noroiul ajunge pe suprafața de rocă proaspătă, dar că o daltă autopsie, apoi pentru acea perioadă scurtă de timp, urmată de o nouă secțiune de biți rocă, noroi filtrat nu reușește să înlocuiască fluidele de formațiune din pori deschise și fisuri, și împingeți-le în formațiune. Astfel, fragmentele rocilor excavate, realizate de soluția de pe suprafață, conțin fluide de formare.
Ca rezultat al numeroaselor observații, sa stabilit că, la forarea rocilor cu gaz, o creștere a ratei mecanice de penetrare duce la o creștere a conținutului de gaz din noroiul de foraj. Nu s-au observat semne de sosire a lichidelor lichide împreună cu butașii.
Datele cu privire la conținutul de gaz din fluidul de foraj la ieșirea din sondă (py = 0,1 MPa), pentru condiții de foraj cu diametrul daltă de 215,9 mm la o hrănire pompe 25-10 -3 m 3 / s în pori rândurile cu o porozitate deschisă de 20 %, în funcție de viteza mecanică de penetrare, sunt prezentate în Tabelul. 1, unde Apa6 - coborârea presiunii de fund; RO. orez - densitatea fluidului de foraj la ieșirea din puț și ieșirea - când este introdus în puț; g este volumul total de gaz care a intrat în decurs de o oră, redus la condițiile de gaură inferioară.
Se poate observa că, pe măsură ce viteza mecanică a trecerii crește, densitatea nămolului de foraj la ieșirea din peșteră scade semnificativ datorită introducerii gazului cu roca forată. Cu toate acestea, presiunea de fund este aproape redusă. Astfel, chiar și cu un conținut de gaz 80% și pza = 100 MPa, acesta din urmă scade doar cu 2,7 MPa.
Astfel, prin limitarea POR ar trebui să continue nici un pericol de a reduce presiunile la fundul puțului-lea și de la posibila degazare furajelor SET ki, precum și necesitatea de a preveni pulsațiilor Våga soluție maro la gura de sondă datorită eliberării de bule de gaz de sondă.
Pentru a vă imagina volumul de gaz care poate curge dintr-un rezervor cu permeabilitate redusă atunci când este deprimat pe rezervor, luați în considerare următorul exemplu. În cazul în care live ipoteza că fluxul de gaz este cauzată de depresiune de 1 MPa, și stratul deschis purtătoare de 0,1 m grosime permitivitate Prony-1-10 „15 m 2 și circuitul de alimentare nu este mai mare de 10 m, apoi timp de 1 oră în bine Numai 0,2 m 3 de gaz poate curge inch Este destul de evident că fluxul de gaz de la
Schimbarea densității noroiului atunci când o părăsiți din puțuri
a unei formări cu permeabilitate scăzută din cauza depresiunii va fi substanțial mai mare decât sosirea acesteia cu roca forată chiar și la un exponent foarte mare al porozității deschise.
În legătură cu deschiderea menționată straturi purtătoare nizkopronitsa proxy de grosime mică, cu represiune este considerată o pre-respect. La formațiunile de autopsie ulei purtătoare depresivi și presurizate cu debit permeabilitate scăzută în ulei sau o soluție de apă nu poate fi văzut, dar cursa-creare acolo gaze va aera fluidul de foraj și volumul acestui gaz poate fi comparabil cu volumele de gaze care provin din rasă purtătoare.
Calculele arată că, dacă în noroi OBE OIM 100 m 3 de ulei este de 5-10%, fluxul 2 - 3 m 3 de ulei în ciclul de circulație strat gros de 1 m, cu o permeabilitate (1-2) x 10 " 14 m 2 nu vor fi înregistrate și nici asupra indicațiilor densimetru, nici potrivit tsentrifugirova-TION, iar aportul de 2 - 3 m 3 de apă de formare, în plus, practic nu se schimba soluția indicator filtru curge chiar 2 - 3 m. 3 saramurii în fluidul de foraj, Tema-lenny pentru deschiderea straturilor rapoproyavlyayuschih, nu poate fi găsită nici în citirile densitometrie, nici pe ZNA-cheniyu filtrare index sau rezultatele măsurării vâscozității în același timp adăugarea a 2 - 3 m. 3 la Ob-lichid soluție l fixat în mod neechivoc cu transmițătorul ca curgerea fluidului formării circulant.
Luarea în considerare a factorilor cunoscuți care contribuie la trecerea gazului de la stâncă la puț, atunci când se forțează orizonturile cu gaz, este complicată și totuși imposibil de definit. Cu toate acestea, cu presupuneri cunoscute, este posibil să se determine cantitatea de gaz care curge în puț în timpul forării.
Mai precis, volumul de gaz care intră în puț poate fi determinat după cum urmează. Evident, considerând-emoe valoarea sa este direct proporțională cu viteza de timp orizontul burivaemogo gazului și volumul de butași și rocă valivsheysya: cu cât raportul dintre cavitatea, cu atât mai mare a gazului cade în puț (proporțională cu cvasi-DPAT diametrul tulpinii nou format și înălțimea cavității).
Cantitatea de gaz care intră în unitatea de volum de noroi de foraj este invers proporțională cu viteza de circulație. În acest caz, puteți scrie:
În cazul în care Q - cantitatea de gaz eliberat în unitatea de noroi Ob-EMA când foraj rocă pe unitatea de timp; D este diametrul bitului; K este coeficientul de cavernitate; Vm - viteza mecanică de foraj; yp este viteza de circulație a soluției de argilă; n - lea porozitate rocă Coeficientul vskry (este de obicei mai puțin frecvente, dar mai mare decât porozitatea efectivă); a este cantitatea de apă legată în apă; în - coeficientul de penetrare filtratului Vågå soluție maronie (apă) (este definit ca raportul dintre viteza V, penetrarea filtratului (apă) în formațiune în gaura de sondă, în direcția de foraj la o viteză de găurire mecanică Vm când Vr> Vm, debitul de gaz în puț Practice -ski eliminate (mai puțin gaz nevytesnennogo gaz si prin excepție parțial pori închise); FNL FG EF - gaz corespunzător-venno, ulei și saturația de apă (proporția de gaz angajat simplu spațiu poros, ulei, apa). ; Vh, VB sunt volumele de n-a conținute în starea dizolvată în unitatea o b-EMA ulei sau apă, redus la condițiile (temperatură și presiune) ale formațiunii; FNL, VH - dizolvată și fuzionată-lea gaz; Br - factor de volum de gaz egal cu volumul ocupat de 1 m 3 de gaz la temperatura T și formarea de presiune p .
unde r este factorul de compresibilitate al gazului, care este egal cu raportul dintre volumul gazului real și volumul gazului ideal la aceeași temperatură și presiune.
Pentru fi = 1 și φB = 0, formula (4.4) este considerabil simplificată.
Dacă vom neglija abaterile de la legea lui Henry, când presiunile te-mari, valorile Vr și Vc la o anumită temperatură din rezervor poate fi determinată cu aproximație din solubilitatea gazului din coeficienții tomers în ulei și apă și presiunea rezervorului.
Fluidele rezervoarelor în condiții de fund, care intră în noroi de foraj, rămân practic în aceleași stări agregate în care au rămas în roci. Atunci când se ridică împreună cu o soluție de argilă, ca rezultat al unei reduceri a presiunii, unele dintre hidrocarburile condensate încep să se transfere în stare gazoasă.
Să calculam cu aproximație cantitatea de gaz care cade în timpul găuririi unui obiect de gaz într-un puț, sub următoarele ipoteze: φг = 1; a = 0; c = 0.
Luăm diametrul bitului egal cu 254 mm, viteza de aproximativ 5 m / h, rata de circulație a volumului de 30 l / s pentru n = 25%. Presupunem că gazul este reprezentat de metan, coeficientul de solubilitate în apă fiind de 0,03. Presupunem că solubilitatea metanului din soluția de argilă este de 0,03 (deși va fi, fără îndoială, mai puțin datorită mineralizării prin formarea apei, prezența unei faze solide etc.).
Calculele aproximative arată că, pentru date-date și ipotezele, cantitatea de gaze livrate într-un puț de 55 cm3 timp de 1 h. Presupunând că porii formațiunii, sunt umplute cu apă, cu gaz dizolvat în acesta, cantitatea de gaz primit de către puțul de foraj, va fi semnificativ mai mică de 16 cm3 per 1 oră. în mod natural, pentru a reduce rata de penetrare în minte orizontul de gaz la 2,5 m / h Viteza Postup-ment, în acest din urmă caz gazul să scadă la 8 cm3 / h.
Cu o rată uniformă de penetrare și o pompare cunoscută de pompe, este posibil să se determine reducerea densității noroiului de pe suprafață ca urmare a unui singur ciclu de circulație.
În Fig. 2 prezintă reducerea densității nămolului de foraj în funcție de viteza de penetrare și de livrarea pompei (adâncitură de puț de 1000 m) la o densitate inițială a soluției de 1,2 g / cm3.
Deseori, gazul intră în fantă din lut.
Din formula (1) rezultă că cantitatea de gaz care ajunge pe unitatea de timp este proporțională cu viteza mecanică de găurire.
Cu toate acestea, aceste practici sunt foarte contradictorii, iar numărul de gaze în unele cazuri este mai mare, în altele - mai puțin, iar condițiile de forare sunt aproximativ aceleași. Deci, potrivit datelor,
Fig. 2. Graficul schimbării densității noroiului în funcție de viteza mecanică de găurire și livrare a pompelor, l / s: 1 - 30; 2 - 20; 3-10; 4 - 5; 5 - 2
filtrarea gazului în puț la o viteză de găurire de 6 m / h a fost aproape inexistentă și, invers, la o viteză de 10 ori mai mică decât cantitatea de gaz care pătrunde în puț a fost mare. Conform lui M.L. Surgutchev, la viteze reduse de foraj (0,75 - 1,50 m / h), nu a fost găsit gaz în soluție.
Astfel de date contradictorii pot fi explicate prin faptul că, în experimentele de mai sus, cantitatea de gaz care pătrunde în puț nu era prea dependentă de viteza de forare.
Rezultatele creșterii conținutului de gaz Ras de foraj se intampla cu rata de penetrare a creșterii în formarea gazului productiv următoarele: bit diametru 243 mm, viteza de noroi circulație în valoare de volum de 30 l / s, cu vopsea-pâine prăjită și orizontul productiv Coeficientul de saturare sunt, respectiv, 20 și 0, 8%, presiune rezervor 10,0 MPa.
Dependența conținutului de gaz al C2-C4. formată din condensatele de gaz, în curgerea ascendentă a noroiului de foraj (NI Legtev) din viteza de foraj a formării productive are următoarea formă:
Viteza de frezare, m / h 3 12 24
condiții în noroi de foraj,% 5,4 10,8 21,5
Viteza de frezare, m / h 3 6 12
Dependența obținută de raportul dintre valoarea actuală O și valoarea teoretică a conținutului de gaz (0 / 0n) pe viteza de foraj mecanic Um caracterizează modul real de îmbogățire cu gaz a fluidului de foraj din fundul puțului de foraj.
Se poate observa (vezi Figura 3) că îmbogățirea nămolului de foraj nu are loc numai datorită pătrunderii gazului din foraj
Elshanka: 1 - Stadiul bashkirian, partea superioară; 2 - suită cu cărbune; 3 - orizontul Verei; 4 - Etapa bashiriană, partea inferioară;
Sandy Umet: 5 - Stadiul bashkirian, partea inferioară; 6 - formarea cărbunelui; 7 - Etapa turnaiziană;
Muntele Sokolova: 8 - Stațiunea Bashkir, partea inferioară; 9 - Suită pasha; 10 - stratul de viață
Presupunerea că, în practică, poate apărea o situație pentru care pz> pn. și, în același timp, rata de substituție gravitațională crește semnificativ, este incorectă, deoarece în astfel de condiții are loc absorbția fluidului de foraj.
Arta similara:
responsabilități pentru apariția conductei de petrol și gaze. care trebuie indicate în caz de urgență. Din motive de apariție, toate cazurile de formare de grifoni. precum și manifestările intercolumne sunt asociate cu substandard.
Articole similare
Trimiteți-le prietenilor: