Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Открытие газогидратных залежей в осадочном чехле земной коры, сделанное группой советских ученых: В. Г. Васильевым, Ю. Ф. Макогоном, Ф. А. Требиным, А. А. Трофимуком и Н. В. Чер­ским [89], позволяет считать их новым объектом поисково-раз­ведочных работ и промышленной разработки. Наиболее полно проблемы гидратов природных газов освещены в монографии Ю. Ф. Макогона [90]. Однако в связи с началом массового экс­плуатационного бурения на нефть в районах распространения газогидратных залежей (Русско-Речинский и др.), целесообраз­но осветить особенности первичного вскрытия этих залежей, имеющих важное значение для безаварийной проводки сква­жин и не освещенных в литературе.

Доказано [89, 90], что количество газа в единице объема по­роды в газогидратном состоянии значительно превышает коли­чество газа в свободном состоянии в том же объеме, так как гидраты газов представляют собой твердые растворы, где раство­рителем является вода, молекулы которой за счет водородной связи образуют объемный каркас, в полости которого внедряют­ся легкоподвижные молекулы газов. В зависимости от формы и размера молекулы газа, находящегося в контакте с водой, моле­кулы воды образуют каркас определенной структуры, степень заполнения которого определяется внешним давлением и тем­пературой. Молекулы воды при образовании гидрата и сооруже­нии ажурных полостей как бы раздвигаются молекулами газа, заключенными в эти полости, удельный объем воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26—1,32 см3/г [89]. При относительно низких давлениях растворимость метана в воде ф при постоян­ном давлении с понижением температуры возрастает. Раствори­мость газа в воде с увеличением давления также возрастает. Мак­симальное значение растворимости газа в воде при заданной тем­пературе соответствует величине равновесного давления образо­вания гидратов [89].

На рис. 5.18 показано изменение ф для метана при неизмен­ной температуре 10°С [89]. Из рисунка видно, что приращение Лер с повышением давления снижается. Максимальное значение растворимости метана в воде при f — 10°С (точка Л на рис. 5.18) при отсутствии гидратов достигает величины 1,95 см3/г, что соот­ветствует давлению 75 кгс/см2. Дальнейшее повышение давле­ния приводит к образованию гидрата и резкому снижению рас­творимости метана в воде (точка В на рис. 5.18), что объясняется структурным состоянием воды при данных термодинамических условиях [89].

Кривая ВС я а рис. 5.18 характеризует резкое возрастание ве­личины ф для воды в гидратном состоянии, которая определяет­ся из молярного состава гидрата: 0;;Н20. где О — молярная доля газа в гидрате, «Н20 — молярная доля воды в гидрате. Для гидра­та метана при Р = 75 кгс/см2 и /° = 10°С величина п = 6,33, величина ф = 206 см3/г [89].

Таким образом, при переходе воды из свободного жидкого состояния в связанное гидратное ф многократно возрастает, а величина газонасыщенности объема породы, заполненной газо — гидратом, становится существенно выше величины газонасыщен­ности породы, заполненной свободным газом, при тех же термо­динамических условиях.

Анализ комплексных геофизических исследований по скважи­нам Мессояхского месторождения показал [89], что выше геоизо­термы + 10°С хорошо проницаемым песчаным пластам на каро­тажных диаграммах соответствует необычайно слабая дифферен­циация кривой ПС. Кроме того, вместо уменьшения диаметра

Рис. 5.18. Растворимость метана в воде при постоянной температуре 10°С ([89]

скважин (за счет глинистой корки) наблюдается значительное об­разование каверн (диаметром до 15 см и более), т. е. разбуривае­мые песчаные пласты ведут себя как плотные глинистые пласты, хотя лабораторные и геофизические исследования показывают их хорошие коллекторские свойства (Кп = 25—30%, Кир = 100—500 мД). Анализы результатов гамма-каротажа показывают слабую глини­стость этих пород. Таким образом, породы, заполненные кристал­логидратом, имитируют мерзлые породы, хотя и залегают на глу­бине на 500—600 м ниже криолитозоны, при температурах +8— 10°С и пластовом давлении 78кгс/см2. Это объясняется тем, что гидраты, накапливающиеся в порах пласта, резко снижают их фильтрационную способность и препятствуют проникновению фильтрата промывочной жидкости в пласт и тем самым снижают эффект, вызванный диффузионно-сорбционнымд процессами на границах раздела скважина—газоносный пласт — вмещающие по­роды, что приводит к сглаживанию отрицательной аномалии на кривой ПС. Значения вторичной гамма-активности [89] анало­гичны водонасыщенным пластам. Подобное явление вызвано тем, что газ, перешедший в гидраты вследствие сильного уплотнения, легко увеличивает водородосодержание коллекторов, имитируя их водонасыщенность.

Для выявления газогидратных залежей при выполнении гео­физических исследований делается сопоставление кривых ПС, КС и кавернометрии для всего разреза, включая покрышку и газоводяной контакт.

На рис. 5.19 приведены три характерные серии геофизических характеристик залежей природного газа при наличии: а) свобод­ного газа во всей продуктивной части залежи; г) гидрата во всей продуктивной части залежи; в) в верхней части залежи гидратов, а в нижней — свободного газа [89].

Отмеченные выше аномальные явления для Мессояхского ме­сторождения несвойственны газосодержащим породам сеноманской залежи ниже геоизотермы +10°С, что свидетельствует об отсутст­вии здесь кристаллогидратов газа. Отсутствие гидратов газа в ниж­ней части залежи и возможное их наличие в верхней части под­тверждается данными замеров пластовых давлений и статической термометрии, указывающими на существование равновесных усло­вий гидратообразования только в верхней половине залежи [89].

Знание вышеописанных особенностей залежей гидратов при­родных газов совершенно необходимо для безаварийной про­водки скважин, т. е. для выработки научно обоснованных мето­дических приемов их первичного вскрытия.

Из изложенных выше литературных данных следует, что при­веденный к объему породы объем газа в газогидратных залежах при условии, что Кп = 30%, все поры заполнены кристаллогид­ратом и оттеснение газа в пласт отсутствует, составит:

о 50 100 №0/»* 0 $0 100 150 см * 0 50 100 150 Ом-*

*- — « т ■ — .————— » —— >———————————————- , и ■ .—I — и

-V	і— … . » к!	5-3 -& >		н	—- — —«———- г* У2		к?	Ьз ‘&
	Г Т ! : « і і ; 1 X		1		у ) •> у 1М Ґ і * У х / 1 X 1 1 ,х /		Г "к 1 5	— 1 і »і і ;і / к 1 Г
	1 ‘ ■* < ! V ч »			Г * Л-5	«—%		« Ї (Г * Л	; л
		X 1		1	* » •			5 х 1

X » | I

Щ]4 ЩЩ* Ш? Ф ЕШ37

{ — кри&эя кажущеесся сопротивления; 2 — ПС ^ 3 — ха£ерноера/нма;

4 — глинистая псхрышео; 5 — газонасыщент/й песчаник; 6- еиоратонасы — щенный песчаник; 7- ёсоонась/щемый пласт.

Рис. 5.19. Геофизическая характеристика залежей природного газа [89]

60 000

то при Г = 60 м3/м3 q =

а для заданных условии

60 000 _ 7ПП а =———— » 2 700 22,22

см

F 100-40 Е =————- = 22,22 180

м м

Рассчитаем газонасыщенность ПЖ при обычной технологии бурения. Примем расход ПЖ равным 40 л/с (0,04 м3/с), темпе­ратуру ПЖ — 20°С (летний период), диаметр скважины D с = 215,9 мм (0,2159 м) и скорость проходки Уы = 180 м/ч (0,05 м/ с). Такая скорость характерна для бурения пластов-коллекто­ров, залегающих до глубины 1400—1500 м. Плотность ПЖ при­мем равной 1,2 г/см3 (1200 кг/м3) и глубину залегания залежи — 850 м, давление 85 кгс/см2, температуру — +10°. Коэффициент разбавления при выражении Ум в м/ч, Q в л/с для диаметра скважины D с = 215,9 мм равен

1000

(5.58)

м

Тогда для заданных условий

Так как

Г

см

(5.59)

Известно [90], что при повышении температуры происходит разложение гидратов и в замкнутом объеме, что приводит к раз­рыву кернов и разрушению массива горной породы в околосква- жинном пространстве (процесс кавернообразования). Для нача­ла разложения гидрата в пластовых условиях достаточно повы­шения температуры на 5—6,5°С [89]. Поэтому при температуре ПЖ +20°С и пластовой температуре +10°С разложение гидрата начинается на забое и в околоскважинном пространстве и про­должается в выбуренной породе при ее подъеме ПЖ к дневной

поверхности. Все это приведет к резкому увеличению газонасы — щенности ПЖ (до 2700 см[3]/л при заданных условиях) и катаст­рофическому падению плотности смеси ПЖ с выделившимся газом. Так, при заданных условиях плотность смеси упадет до

1,2

— = 0,324 г/см3, давление на забой снизится до 850

0. 324.• = 27,54 кгс/см2, что в свою очередь будет способство­вать развитию процесса разложения гидрата в условиях пласта.

Таким образом, при обычной технологии вскрытия газогид- ратной залежи бурно развивается выброс, переходящий в откры­тый фонтан, который может прекратиться в результате обвало — образования.

Поэтому для безаварийного вскрытия газогидратной залежи необходимо разработать специальную технологию, включающую следующие обязательные элементы:

1. Выявление зон гидратообразования (ЗГО) на основе термоди­намических особенностей верхней части осадочной толщи в рай­оне работ. Материалом для обоснованного выделения ЗГО могут служить результаты исследования первых опорных и поисково- разведочных скважин в районе работ. При этом следует учиты­вать, что в районах распространения многолетне мерзлых пород газогидратные залежи могут образовываться под ними и при от­сутствии глинистых покрышек. Бурение ЗГО должно вестись с выполнением пунктов 2—4.

2. Снижение температуры ПЖ до температуры, меньшей или равной температуре пласта +8—10°С. Выполнение этого условия обеспечит начало разложения гидратов из выбуренной породы в верхней части затрубного пространства по мере движения давле­ния при объеме выбуренной породы к дневной поверхности и гарантирует отсутствие разложения гидратов на забое и в около — скважинном пространстве (минимизирует процесс кавернообра — зования). В результате депрессия на пласт может быть снижена на 30—40 кгс/см2. Выполнение этого условия в летний период перерастает в сложную техническую задачу.

и другие методы). При этом выполнение пункта 3 не является самоцелью. Должен быть определен критический уровень га — зонасыщенности ПЖ (~150см3/л или 15%), поддержание ко­торого возможно при реализации ограниченной технологии бурения.

4. Ограниченная технология бурения. Выбор ограниченной тех­нологии бурения базируется на реализации выражений (5.58, 5.59) для конкретных условий.

Например, для И с = 215,9 мм можно использовать номо­грамму для — бпределения оптимальных условий вскрытия газо- гидратной залежи (рис. 5.20). На номограмме по оси абсцисс ука­заны значения <7 [см3/л] и Ум [м/ч], а по оси ординат — значения Е [м3/м3]. В виде наклонных линий нанесены значения <2 [л/с], а также значения Гпр = 60 м3/м3 (пунктирная линия). Поль­зоваться номограммой нужно следующим образом. От точки со значениями критической газонасыщенности (на рис. 5.20 — точ­ка/1— 150см3/л) восстанавливаем перпендикуляр до пересече­ния с линией Гир = 60 м3/м3 (точка В), затем проводим горизон­тальную линию до пересечения с линией расхода (точка С —40 л/ с) и опускаем перпендикуляр на ось абсцисс, где находим значе­ния максимально допустимой скорости проходки при вскрытии газогидратной залежи (точка О — 10 м/ч). При температуре ПЖ, большей температуры пласта на 4°С и более, необходимо полу­ченные значения Км шах умножить на поправочный коэффици­ент, равный

кг, 7^— (5.60)

ПЖ 4

где — температура пласта, °С;

‘пж — температура ПЖ, °С.

Таким образом, максимально допустимая скорость проходки в этом случае будет равна

Г’мта * = Умтах’КГ, (5.61)

где V,, тах — значение скорости проходки, снятой с номо­граммы.

Рис. 5.20. Номограмма для определения оптимальных условий вскрытия газо — гидратной залежи

Подобные номограммы могут быть построены и для других диаметров скважины.

Выполнение условий 1—4 гарантирует безаварийную провод­ку скважин в условиях наличия ЗГО и вместе с тем позволит однозначно идентифицировать газогидратную залежь по аномаль­ным значениям Гир — О’фо.

Комментарии запрещены.