ВЫБОР СПОСОБА ПРОМЫВКИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ НИЗКОПОРИСТЫХ ПЕСЧАНИКОВ ПРИ БУРЕНИИ НА ГАЗ-МЕТАН

докт. техн. наук Кожевников А.А., канд. техн. наук Филимоненко Н.Т, канд. геол. наук Жикаляк Н.В.
Донецкий национальный технический университет

Источник:Геотехническая механика: Межвед. сб. научн. тр. Дніпропетровськ:, ИГТМ НАН Украины, 2010. вип.:88 С. 203-208.

   Жидкие и газообразные полезные ископаемые, в том числе и газ-метан угольных месторождений, размещаются в горных породах, которые по своим коллекторским свойствам бывают пористого, пористо-трещинного и трещинножильного типа. Вскрытие таких пород сопровождается их кольматацией. Размер зоны кольматации зависит от ряда аспектов, среди которых определяющими будут: способ бурения, способ промывки, тип промывочной жидкости, ее параметры и др.
   Жидкие и газообразные полезные ископаемые, в том числе и газ-метан угольных месторождений, размещаются в горных породах, которые по своим коллекторским свойствам бывают пористого, пористо-трещинного и трещинно-жильного типа. Вскрытие таких пород сопровождается их кольматацией. Размер зоны кольматации зависит от ряда аспектов, среди которых определяющими будут: способ бурения, способ промывки, тип промывочной жидкости, ее параметры и др.
   Бурение скважин на газ-метан угольных месторождений в основном осуществляют вращательным, ударновращательным и вращательно-ударным способами.
   Цель данной работы – аналитический сравнительный анализ размера зон кольматации горных пород, содержащих газ-метан, при бурении скважин с применением различных способов промывки.
   Промывка скважин при бурении на газ-метан в Донбассе может осуществляться с выходом и без выхода жидкости на дневную поверхность (рис. 1).
   Условия кольматации в представленных пяти способах промывки скважин будут различными. Рассмотрим два полярных способа промывки: прямую с выходом промывочной жидкости на дневную поверхность (рис. 1,а) и обратную местную призабойную без выхода промывочной жидкости на дневную поверхность (рис. 1,д).
   В работе [1] «для пластов, представленных песчаниками, глубину проникновения глинистого раствора в пласт рекомендуется рассчитывать по эмпирической формуле С.М. Кулиева и А.Х. Мирзаджанзаде.
где l – глубина проникновения раствора в пласт; k – проницаемость пласта; m – пористость; рг – гидростатическое давление столба жидкости, соответ-ствующее глубине ухода; Δр – гидростатическое сопротивление при движении раствора в скважине; рпл – пластовое давление; τ0 – сопротивление раствора сдвигу».

    Обозначив
   и
,
    получим:
(1)
где ΔР – репрессия на пласт
Рис. 1 – Способы промывки скважин при бурении на газ-метан угольных месторождений: прямая по всей длине ствола скважины (а); обратная по всей длине ствола скважины (б); комбинированная по всей длине ствола скважины (в); прямая по части длины ствола сква-жины (г); обратная по части длины ствола скважины, например с помощью погружных пневматических насосов (д)
   Тогда размеры зоны кольматации при прямой полной циркуляции lпц и местной обратной циркуляции lмц будут определяться по (2) и (3) соответственно:
(2)
(3)
где ΔРпц и ΔРмц – репрессии на пласт при прямой полной циркуляции и местной обратной циркуляции.
   Сравнительную эффективность этих способов промывки найдем как отношение размеров зон кольматации при реализации вышеназванных способов:
(4)
где Kl – линейный кольматационный критерий эффективности способов про-мывки.
   Подстановка (2), (3) в (4) дает
(5)
   В свою очередь репрессии на пласт при прямой полной промывке ΔРпц и местной обратной ΔРмц будут определять выражения (6) и (7) соответственно:
(6)
(7)
где Pпцзаб и Pмцзаб – полное забойное давление промывочной жидкости при прямой полной промывке и местной обратной промывке соответственно.
   Полное забойное давление промывочной жидкости при прямой полной циркуляции Pпцзаб имеет две составляющие: гидростатическую и гидродинамическую.
   Гидростатическая составляющая обусловлена гидростатическим давлением столба промывочной жидкости:
где γ и Н – удельный вес и высота промывочной жидкости в скважине соответственно.
   Гидродинамическая составляющая – это сумма потерь давления промывочной жидкости Рзп и гидродинамического давления Ргд при ее движении в кольцевом затрубном пространстве, определяемых по (8) и (9) соответственно [2].
(8)
где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений при течении жидкости в кольцевом затрубном пространстве; L – длина пути движения промывочной жидкости в кольцевом затрубном пространстве; Q – подача промывочной жидкости в скважину; D и d – соответственно наружный и внутренний диаметр кольцевого затрубного пространства; g – ускорение свободного падения; F – площадь сечения кольцевого затрубного пространства.
(9)
где p – плотность промывочной жидкости; v – скорость промывочной жидкости в затрубном пространстве.
   Если в формуле (8) обозначить
через Kпцц , то она примени-тельно к промывке с прямой полной циркуляцией примет вид:
(10)
   Тогда полное забойное давление промывочной жидкости при прямой полной промывке и обратной местной промывке Pпцзаб и обратной местной промывке Pмцзаб будут определять выражения (11) и (12) соответственно:
(11)
(12)
где Pпцгд – гидродинамическое давление при прямой полной промывке; Pмцгс ,Pмцзп и Pмцгд – гидростатическое давление столба жидкости, потери давления жидкости и гидродинамическое давление при местной обратной промывке соответственно.
(13)
где vпц, – скорость промывочной жидкости в затрубном пространстве при прямой полной промывке;
(14)
где vмц – скорость промывочной жидкости в затрубном пространстве при местной обратной промывке.
   На рис. 2 приведены расчетные схемы для определения Pпцгс , Pмцгс , Pпцзп и Pмцзп.
   Согласно рис. 2,а
(15)
где Lc – уровень жидкости в скважине.
Рис. 2 – Расчетные схемы для опреде-ления Pпцгс , Pмцгс , Pпцгд и Pпцгд при: пря-мой промывке по всей длине ствола скважины (а); обратной по части длины ствола скважины (б)

Согласно рис. 2,б

(16)
где hж – уровень жидкости в скважине при местной обратной промывке.
(17)
где hз и hц – заглубление погружного насоса под уровень жидкости при местной обратной промывке и длина гидравлического контура, на котором происходит циркуляция.

С учетом вышеприведенных зависимостей формулы (11), (12), и (4) примут вид (18), (19) и (20) соответственно:

(18)
(19)
(20)
   Из формулы (20) следует, что размер зоны кольматации при местной обратной промывке (рис. 2,б) будет меньше, чем при прямой полной промывке (рис. 2,а) за счет уменьшения гидростатической и гидродинамической составляющей полного забойного давления.
   Кольматация – это процесс, развивающийся во времени. При обратной прерывистой промывке время воздействия гидродинамической составляющей пластового давления на пласт меньше, чем при прямой постоянной промывке, когда Q = const, т. к. во время паузы в подаче промывочной жидкости на пласт будет действовать только одно гидростатическое давление. На рис. 3 приведены графики Q = f(t), Ргс = f(t); Ргд = f(t) для постоянной (рис. 3,а) (Q = const) и прерывистой промывки (рис. 3,б) (Q = var).
Рис. 3 – Зависимости Q = f(t), Ргс = f(t); Ргд = f(t) при: прямой промывке с постоянным расходом жидкости по всей длине ствола скважины (а); обратной прерывистой промывке по части длины ствола скважины (д)
   Из графиков следует, что время подачи промывочной жидкости tподачи – это время действия полного забойного давления (и гидростатического и гидродинамического), а время паузы tпаузы – это время действия только гидростатического давления. Поскольку коэффициент прерывистости kпр показывает величину отношения продолжительности паузы между подачей жидкости tпаузы к времени подачи tподачит. е. , то время действия гидродинамического давления промывочной жидкости по сравнению с постоянной промывкой будет меньше и составит
(21)
где tмц, tпц – время действия гидродинамического давления при прерывистой и постоянной промывке. Тогда временной кольматационный показатель эффективности промывки
(22)

   Выводы:

   С целью сохранения коллекторских свойств низкопористых песчаников при бурении на газ-метан целесообразно использовать местную обратную прерывистую промывку, поскольку: – размер зоны кольматации будет значительно меньше, чем при примене-нии прямой промывки с выходом промывочной жидкости на дневную поверхность; – время действия гидродинамического давления промывочной жидкости на вскрываемый пласт меньше, чем при постоянной прямой промывке с выпромывочной жидкости на поверхность.

   Литература

  1. Cправочник по бурению скважин на воду / Д. Н. Башкатов, С. С. Сулакшин, С. Л. Драхлис., Г. П. Кваш-нин. Под редакцией проф. Д. Н. Башкатова. – М.: Недра, 1979. – 560 с.
  2. Гукасов Н. А. Гидродинамика в разведочном бурении. Учеб. пособие для вузов / Н. А. Гукасов, О. С. Брюховецкий, В. Ф. Чихоткин. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999 – 304с.