Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

При бурении применяют следующие газожидкостные смеси (ГЖС):

— аэрозоли (туманы) — аэродисперсные системы, в которых не­прерывной дисперсионной средой является воздух или газ, а диспер­сной фазой — жидкость в виде мельчайших капелек. Плотность аэро­золей составляет 0,005—0,05 г/см3;

— аэрированную жидкость — система, в которой дисперсионную среду образует непрерывная жидкая часть, а воздух образует дис­персную фазу. Плотность аэрированной жидкости составляет 0,05— 0,1 г/см3;

— пену — это дисперсная система, состоящая из ячеек пузырьков воздуха (дисперсная фаза), разделенных пленками жидкости, являю­щейся непрерывной дисперсионной средой. Жидкие пленки, разделя­ющие пузырьки, образуют в совокупности пленочный каркас, служа­щий основой пены. Плотность пен составляет 0,05—0,1 г/см3.

Области применения газожидкостных смесей:

— аэроэмульсии: слабоцементированные и водочувствительные гли­нистые породы; незначительные водопритоки;

— аэрированные жидкости и пены: в горных породах с интенсив­ностью поглощения до 5 м3/ч рекомендуется применять аэрирован­ные жидкости; до 8—10 м3/ч —пены.

Кроме того, пены рекомендуется применять при бурении по слабо — цементированным, высокопористым породам, в безводных и засуш­ливых районах, карстовых зонах, условиях многолетнемерзлых пород и в породах, склонных к набуханию.

Получение пены основано на интенсивном смешивании водного раствора ПАВ-пенообразователя, подающегося от дозирующего на­соса или дозатора, и потока сжатого воздуха, нагнетаемого компрес­сором. В настоящее время применяют ряд технологических схем обвязки устья скважины оборудованием при бурении с пенами, ис­пользующимися при определенных условиях. Создание таких схем направлено на получение хороших технико-экономических показате­лей при наиболее простой схеме генерации пены и подачи ее в сква­жину. Наиболее рационально использовать их при глубине скважи­ны до 250 м и насосно-компрессорную схему генерации пены при бурении (рис. 6.11, а).

При бурении скважин с пенами такая схема (см. рис. 6.11,5) диктует необходимость использования компрессоров, развивающих большое давление, когда бурение с пенами становится экономически невыгодным. В таких случаях необходимо использовать специальное дожимное устройство для получения и нагнетания пены в скважину при использовании серийных широко распространенных компрессо­ров низкого давления (0,7 МПа). При бурении с пенами скважин глубиной до 1500 м используют дополнительный дозирующий насос на всасывающей линии.

Состав пен подбирают в зависимости от свойств перебуриваемых пород, а также вида осложнений и может быть рекомендован в со­ответствии с данными, приведенными в табл. 6.11.

К поверхностно-активным веществам (ПАВ) относят также веще­ства, которые способны концентрироваться на межфазных границах. Характерным свойством ПАВ является, их дифильность, т. е. наличие у каждой молекулы гидрофильных (полярных) и гидрофобных (непо­лярных) групп. Это значит, гидрофильная часть молекулы ПАВ более

Рис. 6.11. Схемы обвязки скважины при бурении с пеной: а — глубиной ло 250 м: 1 — компрессор; 2 — эжектор; 3 — устье скважины; 4— прибор для опре­деления кратности пены; 5 — трехходовой кран; 6 — пеногенератор; 7—воздухопровод к эжектору; 8 — расходомер воздуха; 9 —кран; 10 — обратные клапаны; 11 — насос; 12— емкость с раствором ПАВ; 13 — обратные клапаны; /4 — воздухопровод к пеногенератору; 15 — отводной трубопровод; б — глубиной > 250 м: 1 —скважина; 2— насос; 3 — компрессор; 4 — дожимное устройство; 5 — манометр; 6—прибор определения кратности пены; 7—расходомер воздуха; нагнетательный трубопровод; 9 — трехходовой кран; /0 —обратный клапан; // — трубопровод к эжектору; 12— кран распределительный; 13 — дозирующий насос; /4 —емкость с раствором ПАВ; /5—эжектор; 16 — от­водной трубопровод

активно взаимодействует с молекулами воды, а гидрофобная — с моле­кулами воздуха, неполярной жидкостью или твердым телом. Это так­же определяет стремление молекул ПАВ к концентрации на межфаз — ных границах раздела и определенной их ориентации.

В состав молекул ПАВ входят следующие гидрофильные группы:

✓ гидроксильная — СООН;

карбоксильная — СООМе, Ме — атом металла; сульфатная — 804Ме;

■/ фосфатная — Р03Ме;

У аминогруппа — >Ш2;

✓ окислительная — СН2СН20 и др.

ПАВ-пенообразователи принято подразделять на типы по харак­теру их электрической диссоциации в водном растворе (см. табл. 6.5).

Условия бурения	Состав промывочной жидкости, подлежащей вспениванию	Концентрация компонентов, %
Устойчивые осадочные породы	Сульфонол Вода	0,5-0,8 Остальное
Устойчивые доломиты, известняки	Сульфонол, ОП-Ю Вода	0,3; 2-3 Остальное
Глинистые породы (аргиллиты, сланы)	Сульфонол ГППА Вода	0,5 0,1 Остальное
Неустойчивые дробленые породы	Глинопорошок КазСОз КМЦ Сульфонол Вода	4-5 0,2 0,3 0,5 Остальное
Водоприток	Глинопорошок N32003 КМЦ Сульфонол Вода	4-5 0,2-0,3 0,3 0,5-1,0 Остальное
Отрицательные температуры	Глинопорошок КМЦ КагСОз N30 Вода	0,5-1,0 0,25-0,5 2- 7 3- 10 Остальное
Зоны тектонических нарушений (с технической глинкой трения)	Глинопорошок N32003 Жидкое стекло ГППА Сульфонол Водз	5-6 0,1 0,1 0,7-1,0 0,4-1,0 Остальное

Наиболее технологичны и эффективны в применении для получе­ния ГЖС анионоактивные и неионогенные ПАВ. Группа анионоак­тивных ПАВ-пенообразователей включает:

соли жирных, чаще всего карбоновых ЛСООМе (где Я —угле­водородный радикал, Ме — атом металла Са2+ или Ыа+);

•/ соли сульфоновых кислот (Я803Н) — Я803Ме (сульфонол). Анионоактивные ПАВ обладают способностью к уменьшению пенообразующей способности в присутствии в растворе солей Са2+ и Мё2+. Группу катионоактивных ПАВ для получения ГЖС практически не используют из-за их повышенной токсичности.

Неионогенные ПАВ получили широкое применение для получе­ния ГЖС из-за следующих их положительных качеств:

^ растворимость не зависит от наличия в растворе электролитов и pH среды;

■/ способность восстанавливать свои свойства в растворе пено­образователя, например после остывания его, если произошло помут­нение водного раствора ПАВ при повышении температуры в сква­жине.

В группу неионогенных ПАВ-пенообразователей относят следую­щие соединения:

✓ карбоновые кислоты (ЯСООН);

✓ оксиэтилированные амилфенолы ОП-4, ОП-7, ОП-Ю;

■/ превоцелл;

•/ синтамид-5, синтамид-10;

✓" синтанол ДС-10;

✓ смачиватель ДБ и др.

Наиболее широко в отечественной практике стали использовать сульфонол в качестве пенообразователя. В качестве добавок, улуч­шающих свойства пены, можно использовать хлористый алюминий и азотнокислый натрий, КМЦ и мылонафт, желатин и гидроокись лития.

Эффективным пенообразователем в условиях поступления высоко­минерализованных пластовых вод является анионоактивное ПАВ-ДС — РАС. При увеличении концентрации хлорида натрия в воде необхо­димо повышать концентрацию пенообразования ДС-РАС для возра­стания устойчивости пен. Дальнейшее повышение устойчивости пены достигают за счет введения стабилизаторов (КМЦ, крахмала, костного клея, технического желатина). Кроме того, для повышения пенообра­зующей способности растворов ДС-РАС и стабильности пены к ним рекомендуется добавлять сульфонат никеля и кальцинированную соду в соотношении по массе, %: ДС РАС — 1—2; сульфат никеля 0,5—1,0; кальцинированная сода 1—2; вода — остальное.

Создана композиция пенообразователя пенол-1. По составу пе- нол-1 состоит из смеси натриевых солей органических сульфокислот, оксиэтилированных жирных спиртов или оксиэтилированных алкил — фенолов, лигносульфоната аммония, моноэтаноламида жирных кислот и других веществ. Рекомендуемые соотношения компонентов в составе пенол-1 приведены в табл. 6.12. Композиционные составы пенол-1 по внешнему виду представляют собой жидкости темно-коричневого цвета с температурой застывания от -4 до -6°С, с pH = 8,15—8,50. При до­бавлении рабочей концентрации (0,5 %) пенола-1 в воду, с минера­лизацией №С1 до 5 % (объем раствора 50 см3) вспениваемость состав­ляет 310—340 см3 при довольно стабильной пене в течение 30 мин после вспенивания.

Пена — система, состоящая из пузырьков газа (воздуха) в виде дисперсной фазы в непрерывной дисперсионной среде (жидкости), которая вырождается до состояния тонких пленок, пена имеет пле­ночно-ячеистое строение.

Пены могут эффективно применяться при бурении скважин в твер­дых породах (известняках, доломитах) и многолетнемерзлых, по­ристых поглощающих горизонтах, вскрытии продуктивных пластов,

Компоненты	Соотношение компонентов по рекомендуемым составам, мае. %
Натриевые соли сульфокислот	19,0	26,0	40,0	29,0	40,0	40,0	45,0
Синтанол АСЦЭ12	15,0	10,0	15,0	12,0	—	—	10,0
Синтанол ДС-10	—	—	—	—	10,0	—	—
ОП-Ю	0	0	0	0	0	10,0	—
Моноэталомиды	3,0	5,0	4,0	7,0	4,0	4,0	—
(фракций Сю—С|б)
Лигносульфат аммония	2,0	3,5	3,0	2,5	5,0	3,0	5,0
Едкий натр	0,2	—	—	0,1	—	—	—
Вода			Остальное

освоении и капитальном ремонте скважин, если пластовое давление составляет 0,3—-0,8 гидростатического.

Для повышения стабильности пен в них добавляют реагенты — стабилизаторы (КМЦ, ПАА и др.), увеличивающие вязкость раство­рителя и способствующие замедлению процесса истечения жидкости из пленок в составе ГЖС.

В процессе генерации пен необходимо учитывать следующие ре­комендации:

•/ наибольшая эффективность при получении ГЖС с использованием всех известных ПАВ-пенообразователей достигается при pH = 8—9;

✓ пенообразующая способность неоиногенных ПАВ (ОП-7, ОП-10 и др.) не изменяется в широком диапазоне pH = 3—9;

✓" пенообразующая способность всех ПАВ увеличивается при по­вышении температуры до 90 °С;

■/ в случае необходимости увеличения пенообразующей способно­сти надо выбирать ПАВ, имеющие меньшие значения поверхностного натяжения;

✓ жесткость применяемой воды для создания ГЖС необходимо устранять за счет добавок N82003 (1,5—2 %);

✓ для увеличения структурных и реологических параметров ГЖС следует применять полимерные реагены (гипан и его модификации, синтетические смолы и др.).

Параметры, характеризующие свойства ГЖС

Газожидкостная смесь —это дисперсная система пленочно-ячеистой структуры, в которой ячейки — пузырьки газа — разделены пленками, состоящими из водного раствора ПАВ-пенообразователя и других ра­створенных компонентов и являющимися непрерывной фазой, которая образует пленочный каркас, служащий основой пены. Прочность этого каркаса определяет основные технологические параметры ГЖС в целом.

Структуру ГЖС определяют в основном соотношением объемов газовой и жидкой фаз. Ячейки такой системы принимают шарообраз­ную форму при 10—15-кратном увеличении объема газа по отноше­нию к жидкости. В случае увеличения этого соотношения до десятков

и сотен раз пленки в составе ГЖС утончаются и приобретают форму многогранника.

Степень аэрации является основным параметром, характеризую­щим состояние фаз в составе ГЖС, и определяют его по формуле

а = ~, (6.22)

где 0Г и (?ж — объемные расходы газовой и жидкой фаз соответственно.

Кроме того, параметр а можно назвать как объемное содержание газа (воздуха) в жидкости, определяемое по формуле

а = рк (6.23)

‘ Ж

где У0 — объем газа (воздуха) на устье скважины (при атмосферном давлении Р0); Уж — объем жидкости.

При атмосферном давлении а = 40—60 характеризует ГЖС как аэрированную жидкость, в которой газовые пузырьки находятся в не­прерывной жидкой дисперсной среде. Для тех же условий значения а = 60—300 характерны для пены, у которой жидкая фаза за счет вы­сокого газосодержания вырождается до тонких пленок-перегородок.

Кратность пены — это параметр, применяемый в зарубежной практике:

*п =~, (6.24)

"П

где Уг и У„ — объем газа и объем пены соответственно.

Исследованиями Митчелла доказано, что при КП = 0—0,54, ГЖС ведет себя как Ньютоновская жидкость, а при Кп = 0,54—0,96 прояв­ляет свойства пластической системы Бингама.

В отечественной практике кратность пены рекомендуется опреде­лять по формуле

Р„=£-. (6-25)

"ж

где У„ и Кж — объем пены и жидкости для ее получения соответст­венно.

При |3П > 3,8 ГЖС считается пеной, а при р < 3,8 — это воздухо­жидкостная смесь в виде эмульсии газа в жидкости. Основной недо­

статок этого параметра заключается в том, что он изменяется в за­висимости от свойств используемых ПАВ-пенообразователей, их кон­центрации в растворе и способа получения ГЖС.

Сравнение ГЖС по параметрам К„ и рп возможно только при адек­ватности условий, поэтому чаще всего для характеристики вида ГЖС применяют параметр а —степень аэрации.

Пенообразующая способность растворов ПАВ-пенообразователей ха­рактеризуется количеством ГЖС через объем или высоту столба, обра­зующегося из определенного его объема раствора. Для определения такого параметра используется ряд методов: встряхивание, взбивание, продувание воздуха через раствор ПАВ, перемешивание и др. Однако результаты измерений невозможно сравнивать из-за разных условий формирования ГЖС. Общепринятого метода определения пенообра­зующей способности пока не существует. По методу Росса-Майлса для определения пенообразующей способности, утвержденной международ­ной организацией стандартизации, в соответствии с которым 500 мл вод­ного раствора пенообразователя выливается в мерный цилиндр объемом 1000 мл, в который первоначально заливается 50 мл такого же раство­ра. Пенообразующая способность характеризуется высотой столба пены в цилиндре через 30 с после закрытия капилляра.

Наиболее простым методом определения пенообразующей спо­собности ПАВ является взбалтывание 50 мл водного раствора в стеклянном цилиндре с делениями объемом 500 мл. Величина по­лучаемого объема пены является мерой пенообразующей способно­сти ПАВ.

Однако основным недостатком таких методов определения пено­образующей способности ПАВ является резкое отличие условий по­лучения пены от реальных условий формирования ГЖС с использо­ванием различных устройств при бурении скважин.

На кафедре разведочного бурения МГГА апробирован метод оп­ределения пенообразующей способности ПАВ с использованием дис — пергационного способа получения пены с помощью разработанной лабораторной установки (рис. 6.12), включающей стеклянный мерный цилиндр 1 емкостью 500 см3, пеногенератор 2 с сеткой 3 с размером ячейки 1 мм, регулировочные краны 4, емкость 5, заполняемую вод­ным раствором ПАВ с дозатором 6, лабораторный компрессор 7 и стек­лянную трубку 8. Расход воздуха компрессора составляет 0,05 м3/мин при давлении 0,3 МПа.

Рис. 6.12. Схема лабораторной установки для исследования пенообразующей способности ПАВ

Перед измерениями в емкость через дозатор заливают 50 мл исследуемого водного раствора ПАВ. После отстаивания в течение

3— 5 мин включается компрессор и с помощью кранов настраивается равномерная, без пульсаций, подача пены через стеклянную трубку в мерный цилиндр. После подачи пены через 15—30 с берут отсчет по шкале мерного цилиндра в виде объема образовавшейся пены. По формуле (6.25) можно найти кратность пены р„.

Стабильность пены является основным параметром, характери­зующим применимость той или иной ее композиции для выполне­ния технологических функций при бурении скважин. Получение пен с максимальной стабильностью ограничивается тем обстоятельством, что выходящая из скважины пена должна эффективно разрушаться для извлечения из ее состава частиц бурового шлама и повторного ис­пользования по замкнутому циклу с целью исключения загрязнения окружающей природной среды. Кроме того, при остановке циркуляции более стабильная пена не дает оседать на забой частицам бурового шлама, предотвращая осложнения в скважине.

Стабильность пены зависит от следующих факторов:

■/ вида и концентрации ПАВ-пенообразователя;

V температуры;

•/ жесткости воды;

✓ наличия в составе водного раствора ПАВ реагентов-стабилизаторов.

Стабильность пены принято оценивать на основе изменения объема

ее во времени. Анализ большого количества кривых разрушения ГЖС применительно к конкретным видам ПАВ-пенообразователей, их содер­жания в составе водного раствора, минерализации исходной воды, коли­чества и вида реагентов-стабилизаторов позволяет для конкретных усло­вий бурения скважин подобрать рациональные их рецептуры для наибо­лее эффективного выполнения или основных технологических функций.

Рис. 6.13. Общий вид кривой разрушения объе­ма ГЖС У„ во времени I

С целью проведения таких исследований необходимо использовать кривые разрушения ГЖС в виде нисходящих кривых (рис. 6.13). Такие кривые строят на основе наблюдений за изменением объема получен­ной пены различного компонентного состава через 0,5; 1,0; 5; 10; 15; 20; 25 и 30 мин.

На рис. 6.13 показан образец получаемой кривой разрушения ГЖС во времени.

На рис. 6.13 видно, что кривая разрушения ГЖС состоит из трех участков:

— первый участок характеризуется посто­янным или медленно уменьшающимся объе­мом ГЖС, У0;

— второй характеризуется изменением объе­ма ГЖС от V до У2 за время от 7 до /2;

— третий характеризуется постепенно при­ближающимися к минимальному объему ГЖС, практически равному объему пенообразующего раствора (50 мл).

Практически прямолинейный участок на кривой разрушения ГЖС можно характеризовать крутизной, см3/мин:

„ = (6.26)

1,-1,

В какой-то отрезок времени / объем ГЖС будет описываться урав­нением

У,= У0-а(!-О (6.27)

или, подставив вместо (6.26), получим

К = У0-(У‘~У2)((~°. (6.28)

12 ~ 1

Кратность пены в момент времени t составит:

(6.29)

где Уж — объем водного раствора ПАВ, употребленного на образова­ние ГЖС.

Тогда, подставив (6.28) в (6.29), получим

К,-К,

V*

(6.30)

где К0 = — у-— кратность ГЖС в первоначальный период времени

‘ Ж

(до 0,5 мин).

Параметры а и Уд определяют по графику кривой разрушения. Если ввести обозначение параметра интенсивности разрушения пены мин"’ в виде

= А (6.31)

то условие (6.30) запишем так:

К, = К0[1-ьр((-(,)], (6.32)

Таким образом, используя выражение (6.32), можно определить важнейший параметр ГЖС — кратность К, в любой отрезок времени Л

Для выполнения условия сохранения основных технологических

(б-зз)

функций потоком ГЖС необходимо задать ее конкретное значение кратности К,. В этом случае можно расчетным путем определить время, в течение которого рассматриваемая ГЖС будет обладать до­статочными технологическими свойствами. Так, приняв К,= 10, ре­шив уравнения (6.32) относительно /, определим время (мин) сущест­вования наиболее высоких технологических свойств ГЖС конкретной рецептуры:

М Ко)

Такой параметр, значения которого находят по формуле (6.33), является комплексным, так как учитывает исходную пенообразую­щую способность Кй, параметр интенсивности разрушения ир и вре­мя, за которое ГЖС практически не изменяет свой объем

На основе анализа кривых разрушения ГЖС были рассчитаны значения критерия? применительно к конкретному ее составу. Такие составы газожидкостных смесей охватывают широкий диапазон гео — лого-технических условий бурения скважин от относительно устойчи­вых горных пород до бурения в условиях высокой минерализации пластовых вод, растворимых соленосных толщ и многолетнемерзлых отложений. Для этих условий бурения можно рекомендовать ГЖС, составы которых приведены в табл. 6.13, применительно к которым рассчитаны значения параметра /.

Используя данные, приведенные в табл. 6.13, можно для конкрет­ных условий: глубины скважин, способа бурения (размер частиц бу­рового шлама), свойств горных пород (устойчивость, содержание гли­нистых отложений, минерализация, наличие многолетнемерзлых по­род) — выбрать конкретный состав ГЖС с определенным значением параметра г.

Например, для относительно устойчивых пород и небольшой глу­бины скважины можно рекомендовать составы ГЖС на основе суль — фонола (до 0,5 %) при ? до 13 мин. В случае увеличения глубины бурения в тех же породах необходимо рекомендовать составы ГЖС на

Таблица 6.13. Расчетные значения критерия рационального состава ГЖС — параметра? № п/п Состав пенообразующего раствора ГЖС, % г, мин 1 Вода + сульфонол (0,3) 6 2 Вода + сульфонол (0,5) 13 3 Вода + сульфонол (1,0) 15 4 Вода + сульфонол (2,0) 12 5 Вода + сульфонол (3,0) 9 6 Вода + пенал-1 (0,3) 15 7 Вода + пенол-1 (0,5) 20 8 Вода + пенол-1 (1,0) 18 9 Вода + пенол-1 (2,0) 11 10 Вода + ГИПАН (0,5) 17 11 Вода + ГИПАН (1,0) 23 12 Вода + ГИПАН (2,0) 28 13 Вода + КМЦ (0,1) 21 14 Вода + КМЦ (0,15) 46 15 Вода + КМЦ (0,2) 66 16 Вода + КМЦ (0,5) 130 17 Вода + КС1( 1,0) 15 18 Вода + КС1 (2,0) 47 19 Вода + КС1 (3,0) 131

основе пенола-1 (до 0,5 %), что обеспечивает значения / до 20 мин с более высокими выносящими свойствами и стабильностью. При бу­рении в условиях возможной минерализации пород, пластовых вод и наличия многолетнемерзлых пород рекомендуются ГЖС, в составе которых есть полимеры (ГИПАН, КМЦ), электролиты (КС1) при зна­чении г от 28 до 131 мин. Во всех вышеперечисленных случаях пре­дусматривается, что кратность пены К,= 10.

Плотность ГЖС — важный технологический параметр, обеспечи­вающий вскрытие водоносных горизонтов и флюидосодержащих пла­стов, обладающих низким пластовым давлением. Применение ГЖС в таких случаях обеспечивает сохранение проницаемости этих кол­лекторов в их естественном состоянии. Кроме того, использование ГЖС с определенной их плотностью позволяет устранить ряд ослож­нений при бурении: поглощение промывочной жидкости и гидрораз­рыв горных пород.

Уравнение баланса масс для ГЖС, находящейся при атмосферном давлении Р0, имеет следующий вид

Мйа1 =мж( 1 — <р) + МТ ф, (6.34)

где Мж и МГ — масса жидкости и газа соответственно; ф — объемное

содержание газа (воздуха) в составе ГЖС на устье скважины при Р0;

9 = ТГ~, (6-35)

‘ СМ

где У0 — объем воздуха (газа) в составе ГЖС при давлении Р0; Ксм — объем ГЖС при давлении Р„.

Если М0см = К0смр0см; Мж = К0смрж(1 — <р) и Мт = К0смргф, то из урав­нения (6.34) можно получить зависимость для нахождения плотности смеси на поверхности

Росм = Рж(1-Ф) + РФ — (6.36)

Но при заполнении скважины смесью статическое давление на забое будет иметь величину, большую, чем атмосферное. Поэтому пу­зырьки газа, которыми произошло насыщение водного раствора (жид­кости) на поверхности, будут сжиматься, что приведет к уменьшению их размера, величины объемного содержания газа ф, степени аэрации а по формуле (6.22) и, как следствие, плотности ГЖС. Задача об изме­нении плотности ГЖС по глубине впервые решена Р. И. Шищенко, Б. И. Есьманом, а впоследствии уточнена на кафедре разведочного бурения МГРИ-РГГРУ.

Допустим, что объем смеси при атмосферном давлении составляет

*осм = (1-Ф) + Ф = 1- (6.37)

Тогда по аналогии объем той же ГЖС на глубине будет равен

К. см = (1 — ф) + Ф ^, при К, си * 1. (6.38)

Уравнение баланса масс для рассматриваемой ГЖС запишем в виде

Росм^осм Рг. см^г. см* (6.39)

Решив уравнение (6.39) относительно рг см, получим

(1-ф)Рж+Ргф

Рг. см = ————— 5“ • (6.40)

(1-Ф) + ф£1

Из-за малого значения плотности газообразной фазы рг в составе ГЖС можно принять, что ргф = 0, формула (6.40) принимает вид

Рг. СМ р 5 (6.41)

(1_ф) + ф£о.

Таким образом, при определении значения плотности ГЖС на глубине при давлении Р необходимо учитывать изменение объемного

Р0

содержания газа ф, умножив его на отношение —.

Давление столба ГЖС в скважине на забое. В соответствии с урав­нением (6.41) плотность ГЖС рг см является переменной по глубине и зависит от величины давления Р в рассматриваемом интервале. В ре­альной скважине на глубине Н в ГЖС при давлении Р будет содер-

р

жаться газообразная среда в количестве ф — р- и (1 — ф) исходной жид­кости, на основе которой получена с помощью поверхностного обору­дования ГЖС. Задача состоит в отыскании уравнения, в соответствии с которым можно найти величину давления в любом интервале сква­жины при переменном значении рг см.

Исходное дифференциальное уравнение:

<//>=Ргсмё</Я. (6.42)

Подставив в (6.42) значение ргсм по формуле (6.41), получили уравнение для интегрирования его обеих частей:

И

Л(1-ф)+*т](Г^Г<6-43)

ро 0

Решение этого уравнения следующее:

(Р~ Р<>) + Т^Р(>1п’Т = Р*ёЯ — <6-44)

1 “ Ф — Ч)

В этом уравнении

Р-Ро = Рг. т (6.45)

где Рг ст — статическое давление ГЖС, рассматриваемой на глубине Н.

Поэтому давление на рассматриваемой глубине будет составлять Р = Рй + ржВН — -5- Р01п. (6.46)

1 ф Го

Пользоваться уравнением (6.46) для инженерных расчетов можно методом подбора при конкретных значениях рж, <р величины давле­ния Р для определенного значения глубины скважины Н. Однако это не совсем удобно.

При решении конкретных задач при вскрытии продуктивных за­лежей с низким пластовым давлением нефти, газа, нефтегазовых от­ложений, водоносных горизонтов величина давления Р должна регла­ментироваться для исключения кольматации продуктивных горизон­тов и сохранения их проницаемости для последующей эффективной эксплуатации. В этом случае принимают

где Рпл — пластовое давление флюида или давление ГЖС на глубине.

В этом случае в уравнение (6.46) подставляем Р=РСм и решаем его для нахождения величины необходимого объемного содержания газа в ГЖС, имеющей на глубине Н давление Рси. Решение получено в виде

Л + Ржі# — Рш

<р-

(6.47)

Величину объемного содержания газа можно представить в виде

где 0, и 0Ж — объемный расход газообразной фазы и жидкости (вод­ного раствора).

Из формулы (6.48) получим

Подставив в формулу (6.22) значение по уравнению (6.49), получим

1-Ф

Уравнение (6.46) можно записать, подставив вместо, = а,

1_(Р

в виде

Р = Р0 + р^Н-аР01п^-.

-*о

Решив уравнение (6.51) относительно а и приняв Р=РСМ, можно определить необходимую величину степени аэрации приготовляемой на поверхности ГЖС для обеспечения вскрытия продуктивных пла­стов при указанном выше равенстве давлений:

(6.52)

…… Л + РжёЯ — Рсм

р

Р01п-^ го

(6.53)

Полученные выше зависимости можно использовать для решения задач, например при выборе плотности и других параметров ГЖС для вскрытия водоносного горизонта, вскрытого на глубине Я со ста­тическим уровнем А пластовой жидкости плотностью рр. В этом слу­чае пластовое давление (Па) водоносного горизонта можно найти по формуле

Рш = Ррё(Я — А),

где рр —в кг/м3; § = 9,81 м/с2; Я и Л, м.

Далее, приняв конкретный вид ПАВ-пенообразователя и компо­нентный состав водного раствора для получения ГЖС по табл. 6.13, можно рассчитать по формуле (6.47) необходимую величину объемно­го содержания газообразной фазы р в ее составе, приняв конкретное значение рж —водного раствора и Рси = Рт.

По формуле (6.36) рассчитаем величину плотности при атмосфер­ном давлении р0см и р, а по формуле (6.41) при давлении Рси на глу­бине Я—величину рг. см. Для получения ГЖС с такими параметрами необходимую величину степени аэрации находим по формуле (6.52).

При фиксированном значении объемного расхода жидкости нахо­дим объемный расход сжатого воздуха, подаваемого компрессором:

(6.54)

С? г = а(?;

Таким образом, с использованием оборудования на поверхности по техническим схемам (см. рис. 6.10, а, б) приготовляют ГЖС с вы­бранной рецептурой и составом водного раствора при необходимой степени аэрации а, обеспечиваемой объемными расходами водного раст­вора 0Ж и газообразной фазы (?г, чем гарантируют эффективное вскры­тие водоносного горизонта без его кольматации и сохранение прони­цаемости для эксплуатации.

При проектировании технологии бурения с использованием ГЖС необходимо чаще проводить анализ состава этих смесей и их плотно­сти как основных параметров, обеспечивающих эффективное вскры­тие низкодебитных и малонапорных продуктивных горизонтов. В этом случае такой анализ осуществляют путем сравнения необходимых зна­чений плотности ГЖС у устья (при давлении Р0) по формуле (6.36) и на глубине Я (при давлении Р= Рсм) по формуле (6.41). Целесооб­разно также рассчитывать величину средней по стволу скважины плот­ности ГЖС.

Р=Ро + Рш. С!%Н, (6.55)

то из формулы (6.55) средняя плотность ГЖС будет описана зависи­

мостью

рсм. ср=^^- (6.56)

Проведя подстановку величины Р по формуле (6.46) с учетом

Ф

того, что а = ———- , получим уравнение:

1-Ф

аР0 . Р

Рсм. ср = Рж-^1п^-. (6.57)

Комментарии запрещены.