Основные параметры пластов и пластовых флюидов, которые используются при проектировании и реализации технологий формирования крепи скважины.
Горное давление - давление, создаваемое массивом горных пород разреза
где ρп - средняя плотность вышележащих горных пород; g - ускорение свободного падения; H - глубина залегания пласта.
Пластовое давление - давление, воспринимаемое пластовыми флюидами, рпл, [МПа].
По глубине пласта пластовое давление распределяется пропорционально давлению столба пластового флюида или агента. В газонасыщенной части коллектора из-за незначительной плотности газа при увеличении глубины давление практически остаётся неизменным, в нефтенасыщенной части давление растёт пропорционально плотности нефти и в водонасыщенной части растёт соответственно плотности воды (рис. 1.3).
Понятия о коэффициенте аномальности пластового давления, индексе давления поглощения и относительной плотности промывочной жидкости
В разрезе скважины встречаются пласты с различными пластовыми давлениями, что необходимо учитывать при выборе состава и свойств скважинных растворов, при проектировании конструкции скважины, при строительстве скважины (рис. 1.4).
Для удобства сопоставления плотности скважинных растворов и реальных пластовых давлений вводятся безразмерные показатели: относительная плотность скважинной жидкости, коэффициенты аномальности пластового давления и индекс давления поглощения или разрыва пород.
Коэффициент аномальности - отношение пластового давления Pрпл на глубине Zпл от устья скважины к давлению столба пресной воды такой же высоты
Так как изменение по глубине пластового давления газа (см. рис. 1.3) по сравнению с пластовым давлением воды и нефти менее интенсивно, то ks газового пласта в подошве и кровле существенно отличаются особенно при большой мощности пласта.
Индекс, давления поглощения - отношение давления рz на стенки скважины, при котором возникает поглощение промывочной жидкости, к давлению столба воды высотой от рассматриваемого объекта до устья
Для любой породы справедливо соотношение kп > kа.
Относительная плотность ρ0 промывочной жидкости - отношение её плотности ρпж к плотности пресной воды ρв.
Градиент пластового давления - давление, отнесённое к глубине,
Аномально высокими, нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями считаются давления, имеющие соответственно следующие градиенты: grad рпл ≥ 0,01 МПа/м; grad рпл = 0,01 МПа/м; grad рпл ≤ 0,01 МПа/м.
Распределение давления вокруг скважины - давление в скважине при отборе жидкости ниже пластового. Для этой ситуации характерна непрерывно разрастающаяся вокруг скважины воронка депрессии. Распределение давления вокруг ствола скважины зависит от упругой энергии в пласте и в упрощенном виде для статических условий выражается зависимостью:
Функция р(r) является логарифмической, т.е. давление вблизи стенок скважины изменяется сильно, а на удаленном расстоянии -слабо. Это объясняется увеличением скоростей фильтрации при приближении к стенкам скважины, на что расходуется больший перепад давления.
Аналогично при повышенном давлении в скважине относительно пластового в ПЗП образуется репрессионная воронка, в этом случае рс ≥ рпл и выражение примет вид:
Распределение давления по длине ствола скважины.
1. Если давление у устья закрытой скважины ру, заполненной пластовой нефтью, больше давления насыщения газом, т.e. pv ≥ рнас, то давление на глубине z
где ρФ - средняя плотность пластовой нефти, кг/м3; гпл - глубина залегания пласта, м.
2. Если же ру ≤ рнас, то давление в верхнем участке при z ≤ z., который заполнен газом, выделившимся из нефти, можно приближенно оценить по формуле
А в нижнем участке при z ≥ z. - по формуле (1.5.). Глубину z. можно приближенно найти из выражения (1.5), приняв рz = рнас.
3. Давление на глубине z в скважине, целиком заполненной пластовым газом и закрытой на устье,
βc - коэффициент сжимаемости газа; Tc - средняя абсолютная температура газа в рассматриваемом интервале (z-zпл) по шкале Кельвина; ρoi - относительная плотность i-гo компонента газа по воздуху (табл. 1.1.); Xi - содержание этого компонента в газе, доли по объему.
Коэффициент сжимаемости βc определяют по кривым в зависимости от значений приведенного давления (рис. 1.5)
и приведенной температуры
где рс - среднее давление в закрытой скважине; ркр - псевдокритическое давление газа
Ткр - псевдокритическая температура газа
ркр.i и Tкр.i - критические давление и температура i-го компонента (табл. 1.1), т.е. те значения давления и температуры, при которых плотности компонента в жидком и парообразном состояниях одинаковы. Если известна только относительная плотность газа по воздуху, псевдокритические значения давления ркр и температуры Ткр можно оценить по графикам, приведенным на рис, 1.6 и рис. 1.7.
Тепловые свойства горных пород
Тепловые свойства необходимо учитывать прежде всего при проектировании состава промывочных, буферных, тампонажных растворов и т.п. применительно к реальным условиям в скважине.
Характеризуются тепловые свойства горных пород удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности, коэффициентом теплопроводности, коэффициентами линейного и объёмного расширения.
Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты dQ, необходимым для нагрева единицы массы породы M на dt =1°С:
Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4-2 кДж/(кг*К).
Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) λ характеризует количество теплоты, переносимой в породе через единицу площади в единицу времени при градиенте температуры. Значение коэффициента теплопроводности пород в зависимости от района изменяется от 1,4 до 2,7 Вт/(м К).
Коэффициент температуропроводности сl характеризует скорость прогрева пород. Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%.
Коэффициенты линейного (αl) и объёмного (αv) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:
Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладают кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.
Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов (табл. 1.2).
Геотермическую ступень - расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле
где Tст - геотермическая ступень, м/°С; Z - глубина места замера температуры, м; zпл - глубина слоя с постоянной температурой, м; Tпл - температура на глубине °C; t - средняя годовая температура воздуха на поверхности, °С.
Геотермический градиент - прирост температуры в °C при углублении на каждые 100 м.
Прогнозирование распределения температур по стволу скважины. Распределение температуры по стволу имеет значение прежде всего для выбора тампонажной смеси и технологии цементировании. Особенно это важно при температурах в скважине выше 80° С, т.к. технологические параметры растворов, а также условия твердения тампонажных суспензий при этих температурах существенно изменятся.
Геостатическая температура горных пород с увеличением глубины их залегания ниже нейтрального слоя возрастает, причем интенсивность роста, как правило, изменяется чаще в сторону уменьшения. В районах, где геотермический градиент Г с глубиной изменяется весьма незначительно, распределение геостатических температур приближенно можно рассчитать по формуле
где Тпл — известная температура породы на глубине zпл, °С.
При промывке скважины и цементировании характер распределения температур по глубине существенно изменяется по сравнению с геостатическим: температура в верхнем интервале значительно возрастает за счет выноса тепла восходящим потоком промывочной жидкости, а в нижнем интервале, напротив, уменьшается под влиянием более холодного нисходящего потока закачиваемой в скважину жидкости.
Наилучший источник информации о скважине - фактические замеры на забое и по стволу скважины как статической, так и при циркуляции зарегистрированных при каротажных исследованиях. При этом следует учитывать, что при помощи термометров, регистрирующих максимальную температуру в ходе спуска-подъёма каротажных приборов, фиксируется псевдостатическая температура. Для получения установившейся статической температуры на забое используются специальные методики или корреляционные графики, которые учитывают промежуток времени замера после прекращения циркуляции.
Для приложенного расчета распределения температур в скважине при промывке можно воспользоваться экспресс-методикой ВНИИКРнефти. Согласно этой методике, температура восходящего потока на забое и в нижнем участке высотой, равной одной трети глубины скважины
а в верхнем интервале линейно уменьшается до температуры Твых на выходе из скважины
где Tпл — геостатическая температура на забое, °С; T0 — температура нейтрального слоя земли, °С.
Температура нисходящего потока линейно возрастает от Tв на входе в скважину до Tз у забоя. Разность температур
зависит от интенсивности охлаждения промывочной жидкости в наземной циркуляционной системе, атмосферной температуры и теплофизических свойств самой жидкости.
Отсюда средняя температура восходящего потока при промывке
нисходящего потока
а средняя температура в скважине
- Схемы заканчивания скважин
- Варианты заканчивания скважины
- Показатели эксплуатационных качеств скважины
- Заканчивание скважины и показатели его эффективности
- Мониторинг безопасности формирования отвалов
- Обоснование оптимальных параметров отвальных сооружений
- Изучение инженерно-геологических условий отвала и гидроотвала
- Система инженерно-геологического обеспечения отвальных работ
- Формирование техногенных пород отвалов, гидроотвалов и их оснований
- Локальный прогноз инженерно-геологических условий глубоких горизонтов угольных месторождений