Свойства пластовых флюидов, обусловливающие характер развития ГНВП и степень фонтаноопасности

Основными свойствами пластовых флюидов, которые определяют характер развития ГНВП и степень фонтаноопасности, являются:

– тип флюида;

– агрегатное состояние;

– плотность;

– вязкость;

– растворимость;

– наличие примесей;

– токсичность (предельно допустимые концентрации (ПДК), при которых допускается нахождение в рабочей зоне);

– пожаро- и взрывоопасность (концентрация, при которой происходит воспламенение).

Тип флюида. Флюиды, залежи которых могут быть вскрыты в процессе строительства скважин или разрабатываться с использованием эксплуатационных скважин, подразделяются на следующие типы: природные газы; газоконденсаты, нефтегазоконденсаты; нефть; газированные пластовые воды, минерализованные пластовые воды. Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так и в комбинированном, смешанном в различных пропорциях

Тем не менее по совокупности характерных признаков и физико-химических свойств пластовые флюиды, которые представляют угрозу с позиций возникновения и развития проявлений, по степени убывания фонтаноопасности располагаются следующим образом:

· природные газы (метан, бутан, пропан, N₂, CO₂, H₂S, Не);

· газоконденсаты;

· нефтегазоконденсаты;

· нефть;

· газированные пластовые воды;

· минерализованные воды и рапа.

Агрегатное состояние. Флюиды в пластовых условиях могут находиться в двух агрегатных состояниях: газообразном (природные газы и газоконденсаты) и жидком (нефтегазоконденсаты, нефть, нефтегазоконденсаты, минерализованные воды и рапа).

Газ – это агрегатное состояние вещества, при котором ионы, молекулы, атомы имеют кинетическую энергию теплового движения намного большую, чем потенциальная энергия их взаимодействия, в результате чего они занимают равномерно все предоставленное им пространство.

Жидкость – это агрегатное состояние вещества, при котором тела имеют объем, но не имеют упругости формы, т. е. отсутствует модуль сдвига, являясь переходным между газом и твердым телом.

Различия, обусловленные агрегатным состоянием, определяют различную фонтаноопасность газов и жидкостей и отличительные особенности при их проявлении и фонтанировании. Фонтаноопасность газов более высока по следующим причинам:

· в газовых залежах, как правило, более высокие пластовые давления;

· более стремительное развитие газопроявления (по сравнению с проявлением жидких флюидов) во времени;

· наличие миграции газа по стволу скважины после ее герметизации, что приводит к дальнейшему росту давления во всех сечениях скважины;

· низкий порог возгораемости;

· взрывоопасность;

· токсичность;

· летучесть (способность газов легко перемещаться в атмосфере);

· повышенная растворимость в воде;

· высокий дебит.

В связи с более высокой фонтаноопасностью газов по сравнению с жидкостями к ним предъявляются повышенные требования по обеспечению фонтанной безопасности при вскрытии газонапорных горизонтов.

Плотность. С позиций фонтаноопасности и развития проявлений плотность пластовых флюидов следует рассматривать в нескольких аспектах.

Во-первых, плотность флюида играет важную роль при фильтрации пластового флюида к скважине. В этом случае, согласно закону Дарси, чем выше плотность флюида, тем меньше скорость фильтрации, а следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить об уменьшении фонтаноопасности. Особенно это актуально для нефтяных залежей.

Во-вторых, плотность пластового флюида определяет скорость миграции (всплытия) флюида в скважине, что во многом определяет характер развития проявления в открытый фонтан. Если при поступлении в скважину жидких флюидов (высокая плотность) миграция практически не происходит, то при проявлениях газа она является весьма существенным фактором, заставляющим незамедлительно предпринимать технологические мероприятия по ликвидации проявления (например, вымыв газированного бурового раствора) во избежание возникновения открытого фонтана. Такой исход может быть из-за того, что рост давления в скважине в результате миграции газа может вывести из строя противовыбросовое оборудование, разрушив устье скважины.

В-третьих, плотность флюида (или его паров) играет существенную роль при оценке фонтаноопасности с позиций воздействия на окружающую среду при возможном попадании пластового флюида на поверхность в результате открытого фонтанирования скважины. В основном это касается газообразных или легкоиспаряющихся жидкостей (например, метанол). Флюиды с меньшей плотностью более легко распространяются в атмосфере и поражают большие площади земной поверхности, поэтому их фонтаноопасность выше.

В расчетах по ликвидации ГНВП принято считать нефтегазоконденсаты жидкообразными с плотностью 700–800 кг/м³, плотность жидкой части газоконденсатов принимается аналогичной.

Вязкость – это физическая характеристика, от величины которой зависит фильтрация пластового флюида к скважине: чем выше вязкость флюида, тем меньше скорость фильтрации, а следовательно, меньше скорость притока флюида к скважине, что позволяет говорить об уменьшении фонтаноопасности. Особенно это актуально для нефтяных залежей.

Растворимость. Наиболее существенными свойствами пластовых флюидов (особенно газов) являются их растворимость в жидких флюидах или буровом растворе в пластовых условиях и в воде на земной поверхности.

Способность растворяться в жидких флюидах или в БР имеет важное значение для характеристики газообразных пластовых флюидов (особенно токсичных), потому что это позволяет оценить их возможность появления на земной поверхности вместе с жидким флюидом (ГНВП или открытый фонтан) или с БР (при циркуляции). В таком случае возникает опасность их выделения из жидкого флюида или БР в результате падения давления (от пластового до атмосферного).

Если при бурении существует возможность контакта пластового флюида или БР с флюидами, имеющими в них хорошую растворимость, то фонтаноопасность скважины считается высокой.

Для характеристики количества растворенного газа в нефти вводится понятие газового фактора, которым называют объемное количество газа в м³ (при нормальных условиях), получаемое при сепарации нефти, приходящееся на 1м³ (или 1 т) дегазированной нефти.

Принято считать, что при газовом факторе свыше 200 м³/м³ нефть характеризуется высоким содержанием газа. На практике газосодержание достигает 300–500 м³/м³ и более. Газосодержание 100–200 м³/м³ – обычное для большинства нефтей.

Наличие примесей. Фонтаноопасны примеси токсичных ядовитых веществ. Природный газ имеет в своем составе, в основном, газообразные примеси: сероводород, углекислый газ, азот, гелий и др., концентрация которых зависит от месторождения. Наиболее опасной примесью считается сероводород: его содержание в газе свыше 6 % (по объему) считается высокой и требует особых мер.

Газоконденсат – это смесь жидких углеводородов (С₅Н₁₂ + высшие) и газов, в которых доля конденсата колеблется от 5–10 до 500–1000 г/м³, а основным содержанием газовой составляющей являются: метан (70–95 %), СО₂, N₂ (до7 %), H₂S (до 30 %).

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит при стандартных условиях из жидких углеводородов. Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см³) в 1 м³ отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, называемая газоконденсатным фактором, – это количество газа (м³), из которого добывается 1 м³ конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для месторождений от 1500 до 25 000 м³/м³.

Нефть – горючая маслянистая жидкость, представляющая собой сложное природное образование углеводородов (метановые, нафтеновые и ароматические) и не углеводородных компонентов (кислородные, сернистые и азотистые соединения).

Токсичность пластового флюида определяет степень его вредного воздействия на человека и окружающую среду. К токсичным и ядовитым веществам относятся: метан (СН₄), сероводород (H₂S), сернистый ангидрит (SO₂), метанол (СН₃ОН).

При нефте- и газопроявлениях большую опасность представляют самовозгорание, образование взрывоопасной смеси с воздухом, отравления. Особенно опасно проявление сероводорода, поскольку при очень небольших его концентрациях (0,001 мг/дм³) уже нельзя работать без специальной защиты. К тому же сероводород вызывает за короткое время специфическую коррозию оборудования и бурильного инструмента, обусловливающую наводороживание, охрупчивание, обрыв труб, разрыв обсадных колонн и т. д.

Основные свойства газов

Расширение. Уравнение состояния идеального газа, устанавливающее зависимость между давлением, молярным объемом и абсолютной температурой идеального газа, имеет вид

где p – давление;

V_М – молярный объем;

R – универсальная газовая постоянная;

T – абсолютная температура, К.

– количество вещества, ,

– масса;

– молярная масса.

Тогда уравнение состояния можно записать как уравнение (закон) Менделеева-Клапейрона:

В случае постоянной массы газа уравнение можно записать в виде

Последнее уравнение называют объединенным газовым законом, из которого получают следующие законы:

(закон Бойля-Мариотта);

. (закон Гей-Люссака);

(закон Шарля).

С точки зрения химика, этот закон может звучать несколько иначе: объемы вступающих в реакцию газов при одинаковых условиях (температуре, давлении) относятся друг к другу и к объемам образующихся газообразных соединений как простые целые числа. Например, один объем водорода соединяется с одним объемом хлора, при этом образуются два объема хлороводорода:

Один объем азота соединяется с тремя объемами водорода с образованием двух объемов аммиака:

Эмиль Амага обнаружил, что при высоких давлениях поведение газов отклоняется от закона Бойля-Мариотта, это обстоятельство может быть прояснено на основании молекулярных представлений.

С одной стороны, в сильно сжатых газах размеры самих молекул являются сравнимыми с расстояниями между молекулами. Таким образом, свободное пространство, в котором движутся молекулы, меньше, чем полный объем газа. Это обстоятельство увеличивает число ударов молекул в стенку, сокращая расстояние, которое должна пролететь молекула, чтобы достигнуть стенки.

С другой стороны, в сильно сжатом и, следовательно, более плотном газе молекулы заметно притягиваются к другим молекулам гораздо большую часть времени, чем молекулы в разреженном газе. Это, наоборот, уменьшает число ударов молекул в стенку, так как при наличии притяжения к другим молекулам молекулы газа движутся по направлению к стенке с меньшей скоростью, чем при отсутствии притяжения. При не слишком больших давлениях более существенным является второе обстоятельство, и произведение давления на объем немного уменьшается. При очень высоких давлениях большую роль играет первое обстоятельство, и произведение давления на объем увеличивается.

Для неглубоких скважин с низким температурным градиентом (ниже 3–4 °С на 100 м) применяется закон Бойля-Мариотта: произведение давления, под которым находится газ, на его объем есть величина постоянная. При изменении давления на газовую пачку в скважине ее объем пропорционально изменяется: во сколько раз уменьшится давление, во столько же раз увеличится объем газа.

Растворимость. Углеводородные газы хорошо растворяются в нефти и в буровых растворах на нефтяной основе. Газовый фактор может составлять сотни кубических метров на тонну нефти.

В воде и глинистом растворе нефтяные газы растворяются слабо. Так, при давлении 100 кг/см² и Т = 60 °С в 1 м³ воды растворяется 1 м³ метана, а при Т = 100 °С – 1,9 м³. Растворимость нефтяных газов в нефти может составлять сотни кубометров в зависимости от давления. Плотность раствора при этом практически не меняется.

Существует показатель давления насыщения, Р_нас, для растворенных газов в нефти – свой для каждого месторождения. Давление насыщения – это давление, при котором начинается выделение газа, растворенного в нефти. Опасность представляет поступившая в скважину нефть с большим газовым фактором и с давлением насыщения, значительно меньшим пластового давления.

При снижении давления на пачку нефти до давления насыщения начинается выделение газа. На площадях, где в нефтяных пластах высокий газовый фактор и Р_пл > P_нас, при подходе нефти к устью происходит резкое выделение газа. Если не заметить притока нефти на забое, при подходе к устью пачки, получается интенсивный выброс бурового раствора.

Скорость подъема газа (всплытие). В основном скорость подъема зависит от диаметра пузыря газа, поступившего в скважину, а также от того, в каком виде он всплывает. Это сложные процессы, зависящие от многих параметров. Например, диаметр пузыря газа будет больше:

– при большем размере пор пласта

– большей вязкости промывочной жидкости;

– большей депрессии на пласт.

Скорость всплытия газа зависит от режима всплытия. Так, для пузырькового режима скорость всплытия колеблется от 300 до 350 м/ч, а для снарядного – от 600 до 900 м/ч. Скорость подъема газа при промывке можно ориентировочно найти по формуле

V_гд = 1,2 V_ж + V_rст ,

где V_ж – скорость движения жидкости, м/ч;

V_rст – скорость всплытия газа в статике, м/ч.

Примерную скорость подъема можно определять по формуле

V = 10,

где ΔР – изменение давления на устье скважины за время t,ч;

γ – плотность промывочной жидкости в скважине.

Для рассмотрения процессов в скважине при ГНВП и применения расчетов для его ликвидации всегда допускается наихудший вариант: газ поступает в скважину в виде пузырьков газа, которые при всплытии пропорционально расширяются, не растворяясь в жидкости. В дальнейшем пузырьки постепенно соединяются между собой и уже к устью подходят единой пачкой газа. Скорость подъема газа в скважине без промывки принимается постоянной.

Газ в вязких растворах может подняться быстрее, чем в воде. Газ, особенно в случае проявления в горизонтальный участок скважины, может не всплыть и поступить на устье только при промывке.

При движении по скважине вверх по мере снижения давления из раствора выделяется свободный газ, а на глубине порядка 100 м большая часть газа переходит в газообразное состояние и движется вверх в виде пузырьков. Газовый конденсат переходит в газообразное состояние на глубине около 100–300 м. При поступлении в скважину нефти с растворенным газом происходит аналогичная картина. Однако следует отметить, что растворимость газа в нефти значительно выше, чем в воде, а тем более в буровом растворе. Как показывают расчеты, при пузырьковом движении газа давление в скважине снижается незначительно, и такой режим движения газа реальной опасности с точки зрения ГНВП не представляет. Более того, имеется значительный опыт бурения скважин с газирующим раствором (бурение скважин на депрессии), что существенно повышает технико-экономические показатели.

При снарядном и кольцевом режимах всплытия газа и открытом устье по мере движения вверх давление газа снижается, а объем увеличивается. Это приводит к снижению гидростатического давления в скважине, и в некоторый момент оно может стать ниже пластового, следствием чего может быть фонтанирование.

В случае если устье скважины закрыто и происходит всплытие газа, то его объем практически не меняется и, согласно закону Бойля-Мариотта, давление сохраняется неизменным. Следовательно, давление на устье может стать равным пластовому, что может привести к разрушению ПВО или обсадной колонны. По этой причине нельзя держать скважину закрытой длительное время. Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:

· способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки;

· способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины;

· способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.