Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Литературный обзор 15
Глава 2. Методика исследования 33
Дифференциальные уравнения для нестационарного газожидкостного потока . 33
Течение жидкости и газа без массобмена 39
Течение жидкости и газа с масообменом 43
Нестационарные модели газожидкостных потоков в системах продуктивный пласт-скважина 45
Модель газопроявления при бурении скважины 45
Модель газлифта 49
Модель фонтанирующей скважины 52
Разностные схемы для моделей газожидкостного потока 54
Анализ устойчивости 57
Проверка адекватности нестационарной модели газожидкостного потока 64
Глава 3. Моделирование газопроявлений и выбросов газа при бурении 69
Глава 4. Моделирование пуска газлифтной скважины 89
Заключение 103
Библиографический список
- Течение жидкости и газа без массобмена
- Нестационарные модели газожидкостных потоков в системах продуктивный пласт-скважина
- Модель фонтанирующей скважины
- Проверка адекватности нестационарной модели газожидкостного потока
Введение к работе
С газожидкостными потоками связаны многие проблемы в энергетике, машиностроении, химической и нефтегазовой промышленности. Эффекты неоднофазности существенно осложняют исследования, поэтому гидродинамика газожидкостных потоков все еще находится в стадии развития, в отличие от гидродинамики однофазных потоков.
В нефтегазовой промышленности газождкостные потоки встречаются при бурении скважин на газированном буровом растворе, при добыче нефти и газа (фонтанирование скважин, газлифт, добыча конденсата), при транспортировке продукции на месторождениях, не оборудованных сепараторами (в особенности на морских нефтепромыслах). Таким образом, потоки нефти и газа в одном канале могут возникать на всех этапах от бурения до транспортировки углеводородов потребителям.
Особыми случаями газожидкостных потоков в нефтегазовой отрасли являются газопроявления и выбросы газа при бурении скважин. Данные процессы обусловлены не только технологическими, но и геологическими причинами. Перерастание газопроявлений в открытый газовый фонтан -серьезная авария, создающая опасность для персонала и окружающей среды, ее ликвидация требует затраты больших сил и средств. Динамика данных явлений требует подробного изучения.
Качественное описание газожидкостных потоков в трубах и количественная оценка их основных параметров (перепад давления, газосодержание, скорости фаз, силы трения флюидов со стенками трубопровода и между собой) необходимы для проектирования конструкций добывающих скважин, сетей сбора и транспортировки продукции, а так же для контроля над потоками и для прогноза их показателей.
Вплоть до середины 70-х годов XX века основной областью исследований были газожидкостные потоки, возникающие в процессе добычи углеводородов (фонтанирование, газлифт). Было создано большое количество методик, основанных на простых стационарых моделях потока, в которых в качестве замыкающих соотношений использовались экспериментальные зависимости для ряда параметров. Развитие теоретической базы науки о газожидкостных потоках привело к усовершенствованию стационарных методик; усилилась теоретическая основа методик, значение экспериментальных зависимостей уменьшилось.
Лишь с началом разработки морских нефтегазовых месторождений в середине 70-х годов возникла необходимость в динамических моделях для потоков нефти и газа в системах сбора и транспортировки продукции. Появлению динамических моделей способствовало развитие вычислительных методов и компьютерного оборудования.
Применение динамических моделей газожидкостных потоков для описания процессов бурения скважин и добычи нефти началось сравнительно недавно. В настоящее время имеются работы, посвященные газлифтной добыче нефти и бурению на газированном растворе.
Важно отметить, что в области тепловой и атомной энергетики проблемы, связанные с движением газожидкостных смесей в трубах исследуются более детально и разносторонне в теоретическом плане. Имеется богатая литература по этой теме, затрагивающая и динамические процессы. Многие крупные ученые (академики Нигматулин[1], Кутателадзе[2], Накоряков[3, 4]) посвятили газожидкостным потокам значительную часть своих работ. Первые динамические модели газожидкостных потоков пришли в нефтегазовую отрасль именно из атомной энергетики.
Между пароводяными потоками в энергетике и газонефтяными потоками в нефтегазовой отрасли имеются существенные отличия. Поток углеводородов является многокомпонентным, в то время как в пароводяных потоках имеется только один компонент. В связи с этим, межфазные переходы в технологических процессах в энергетике и нефтедобыче имеют различную природу. В случае воды и пара массообмен обычно происходит при изменении температуры (кипение, конденсация), тогда как массообмен нефти и углеводородного газа чаще является следствием изменения давления.
Из-за этого температурные эффекты в энергетических установках имеют большую роль, чем в потоках нефти и газа в скважинах. Различна и форма трубопроводов, в которых происходят течения. Скважины имеют большую длину (до 5 км) и вертикальное или наклонное направление, в энергетических установках длина трубопроводов намного меньше, отсутствуют протяженные вертикальные участки.
Ценность лабораторных исследования потоков нефти и газа ниже, чем для потоков в энергетике, поскольку воспроизвести условия течения в скважине проблематично из-за большой длины ствола, высоких давлений и несоответствия свойств скважинной нефти и газа и свойств лабораторных флюидов. Еще одним отличием являются характерные режимы потоков. Для пароводяных потоков в ядерно-энергетических установках таким режимом является дисперсно-кольцевой, в то время как в нефтяных скважинах обычно возникают пузырьковый, пробковый или эмульсионный потоки.
Поскольку данная работа посвящена потокам нефти и природного газа в скважинах, то в силу приведенных отличий ограничимся упрощенным рассмотрением физики газожидкостных потоков, характерным для нефтегазовой отрасли. Поток рассматривается как псевдоодномерный, его параметры осредняются по сечению трубы. Все эффекты от неравномерного распределения параметров по сечению трубопровода учитываются в зависимостях для осредненных параметров, температурные эффекты не учитываются. В литературном обзоре, посвященном газожидкостным потокам, основное внимание будет уделено именно процессам в нефтегазовой отрасли, вопросы касающиеся процессов в энергетике не освящаются.
Среди всего множества газожидкостных потоков нефтегазовой промышленности в данном исследовании выделяются такие потоки, где определяющую роль играет взаимодействие нестационарного газожидкостного потока в стволе скважины с газовым или нефтяным пластом, а именно, газопроявлениея при бурении, ликвидация газопроявлений, пуск газлифтной скважины. Для корректного описания этих процессов рассматривается совместная динамика продуктивного пласта и скважины. Таким образом, предметом диссертационной работы являются нестационарные газожидкостные потоки в системе продуктивный пласт-скважина.
Целью исследования является создание динамических математических моделей для процессов газопроявления и газлифта. С помощью этих моделей проводится исследование газожидкостных потоков, выявляются нетривиальные нестационарные режимы, количественно оцениваются характеристики потоков.
Методом исследования является математическое моделирование. В качестве теоретической базы используются общие нестационарные уравнения сохранения массы и импульса фаз в газожидкостном потоке и уравнения фильтрации нефти и газа в пласте. Строится численная схема расчета, основанная на методе конечных разностей. С ее помощью проводятся многовариантные расчеты, результаты которых подвергаются анализу.
Диссертация состоит из четырех глав. В первой главе предлагается литературный обзор, посвященный методам расчета параметров газожидкостных потоков в нефтегазовой отрасли, во второй главе описываются основные дифференциальные уравнения газожидкостных потоков, из них выводятся частные уравнения для моделей газопроявления, газлифта и фонтанирования, описывается разностная схема для численного расчета. Третья глава посвящена основным результатам полученным при моделировании газопроявлений и прорывов газа при бурении, в четвертой главе описываются результаты моделирования газлифта.
Ниже приводится краткое описание кинематических параметров и режимов газожидкостных потоков в трубах.
Структуры газожидкостных потоков
Структурой (режимом) газожидкостного потока называется морфологическое распределение фаз в сечении трубы. Существование той или иной структуры зависит от множества факторов: расходов газа и жидкости, наклона трубы, свойств флюидов. В вертикальном восходящем потоке выделяется пять основных структур: пузырьковая, пробковая, эмульсионная, дисперсно-кольцевая и дисперстная (рис.1), которые сменяют друг друга с увеличением объемной концентрации газа(газосодержания) а.
В пузырьковом потоке газ движется в виде отдельных пузырьков газа в связной жидкой фазе. Размеры пузырьков малы по сравнению с диаметром трубы, а их распределение в сечении близко к равномерному. В большинстве случаев пузырьки газа в восходящем потоке обгоняют жидкость, однако при больших расходах жидкости скорости фаз могут стать одинаковыми (дисперсно-пузырьковый режим). Обычно пузрьковый поток существует при газосодержании а 0.2-0.3.
Пробковый (снарядный, неточный) редким представляет собой поток крупных пузырей газа (диаметр которых сопоставим с диаметром трубы), разделенных жидкими пробками. Пузыри обладают осевой симметрией и имеют форму снаряда. Между пузырем и стенкой трубы имеется пленка жидкости. В жидких пробках могут содержаться маленькие пузырьки газа.
Эмульсионный поток напоминает течение пены с крупными газовыми включения неправильной формы. Размеры и форма газовых включений постоянно изменяются, поток имеет хаотический характер.
Иногда пробковая и эмульсионная структуры объединяются в единую пульсирующую структуру потока. Обычно эти режимы существуют при газосодержании 0.2-0.3 а 0.6-0.8.
Дисперсно-кольцевой поток характеризуется наличием непрерывной газовой фазы, которая образует газовое ядро потока в центральной части сечения трубы. Жидкость течет в виде тонкой пленки на стенках трубы, а также в виде мелких капель, унесенных в газовое ядро. Данный режим обычно возникает при высоких газосодержаниях а 0.6-0.8. Если в газовом ядре нет капель, то поток называется кольцевым. При больших расходах газа увеличивается доля унесенной в ядро жидкости, а пленка на поверхности трубы становится тоньше. Если вся жидкость движется в виде капель в газе, а жидкая пленка отсутствует, то такой поток называется дисперстным.
При вертикальном восходящем течении газожидкостной смеси в каналах во всех режимах имеет место практически осесимметричное распределение концентрации и скоростей фаз. В горизонтальном трубопроводе под действием силы тяжести симметрия нарушается, и газовая фаза концентрируется в верхней части сечения (рис.2). При определенных условиях наблюдается раздельный поток, в котором газ и нефть полностью разделены, газ течет в верхней части сечения трубы, а жидкость в нижней части.
Течение жидкости и газа без массобмена
Рассмотрим газожидкостной поток без фазовых превращений (J\g = 0) в трубопроводе постоянного сечения. К данному типу процессов можно отнести эргазлифт, газлифтную добычу негазированной нефти, бурение с помощью газированного бурового раствора, газопроявления при бурении. Жидкость будем считать слабосжимаемой, газ — совершенным: V (54) RgT PI = PKI + I(P-P1) Р9 = где р — плотность жидкости при атмосферном давлении р, 7 — коэффициент объемного сжатия жидкости, Rg — газовая постоянная, Т — абсолютная температура.
С учетом принятых допущений разрешим уравнения (40) и (41) относительно производных по времени для давления и газосодержания:
Найдем характеристические направления для данной квазилинейной системы. Поскольку собственные значения матрицы F представляют собой крайне громоздкие и сложные функции, проанализировать которые затруднительно, рассмотрим сначала упрощенную систему. Не будем учитывать инерционные члены в уравнениях для скоростей фаз, а так же сжимаемость и проскальзывание фаз в потоковом члене уравнения для
Два первых собственных значения соответствуют распространению волновых возмущений в газожидкостной среде. Скорость распространения возмущений будет равна:
Данную скорость назовем скоростью звука в газожидкостной смеси с проскальзыванием фаз. Она отличается от скорости звука для гомогенной среды с , предложенной Уоллисом, на коэффициент К — К f а, к) (рис. 10). Для гомогенного потока (рд — р0 или а = 0 или а = 1) коэффициент К — 1.
Скорость звука в потоке с проскальзыванием с значительно отличается от скорости звука в гомогенном потоке с (рис. 11). Наименьшее значение с = сд будет достигаться при а = 1, наибольшее с — с\ - при а = 1, функция монотонно убывает с ростом газосодержания. Для гомогенного потока скорость звука с немонотонна и имеет минимум c min сд.
Третье собственное значение Аз = аа не связано с волновыми явлениями, оно обусловлено эффектом переноса фаз. Действительно, коэффициент аа в соответствии с формулой (57) принимает значения в интервале [vg,v0].
Возвращаясь к исходной системе (60), приведем результаты приближенного определения собственных значений матрицы F, полученные и сравним их с полученными выше значениями (62). Значения Ai совпадают с Ai;2 с точностью до г , которая имеет порядок скорости смеси. Существенное отличие имеется в собственных значениях Аз,4, которые не являются действительными числами. Однако их действительная часть лежит в том же интервале [vg,vi], что и собственное значение упрощенной системы A3.
Данные результаты показывают, что система дифференциальных уравнений (60) для газожидкостного потока является негиперболической. В ней имеется два семейства характеристик. Первое семейство соответствует распространению акустических возмущений, обусловленных сжимаемостью фаз. Со скоростью акустических возмущений с распространяются волны давления. Второе семейство характеристик соответствует распространению возмущений вследствие эффекта переноса фаз со скоростями vgnvi. С такой
Перейдем к модели газожидкостного потока с фазовыми превращениями, а именно к потоку жидкости с растворенным в ней газом. Примерами такого потока являются фонтанирование нефтяных скважин при добыче газированной нефти и поток углеводородов в системе сбора продукции на морском нефтегазовом месторождении. Обозначим через G массу газа, растворенного в единице объема нефти при давлении р:
Нестационарные модели газожидкостных потоков в системах продуктивный пласт-скважина
Газопроявления и выбросы газа при бурении представляют серьезную опасность для персонала буровой установки, близлежащих населенных пунктов, промышленных сооружений и окружающей среды. Под напором пластового газа высокого давления возможно разрушение устьевого оборудования скважины, и образование открытого газового фонтана с дебитом до нескольких миллионов кубометров в сутки. При открытом газовом фонтане вокруг устья скважины может образоваться кратер глубиной до нескольких десятков метров. В случае негерметичности эксплуатационной колонны скважины прорыв пластового газа высокого давления может привести к образованию трещин гидравлического разрыва пласта. Газ по трещинам может проникнуть в подпочвенные проницаемые слои и распространиться на большие площади с выходом на земную поверхность в виде газовых грифонов (рис.13). Такая авария будет иметь характер стихийного бедствия.
Ликвидация открытых фонтанов обычно требует бурения аварийных скважин для отвода газа или для насыщения газа жидкостью. Потери газа за время ликвидации аварии могут быть весьма значительными [113].
Прорывы газа при бурении возникают вследствие недостаточного веса столба бурового раствора, когда забойное давление в скважине оказывается ниже давления в газовом пласте. Причинами этого могут быть нарушения правил работ (недолив бурового раствора, недостаточная промывка), поглощение раствора высокопроницаемыми пластами, недостаточный удельный вес бурового раствора.
В настоящее время широкое распространение получила методика бурения скважин на легком буровом растворе, когда забойное давление в скважине близко к гидростатическому давлению, ожидаемому в продуктивном пласте. При таком подходе уменьшается репрессия на продуктивный пласт при его вскрытии, а следовательно и проникновение бурового раствора в пласт и повреждение призабойной зоны. Существует также способ бурения на депрессии (underbalanced drilling), когда забойное давление при вскрытии пласта меньше пластового. Применение подобных методик бурения с большей вероятностью может привести к опасным газопроявлениям, если на пути скважины окажется газовый пласт или нефтяной пласт с газовой шапкой. Изучение динамических процессов прорыва газа при бурении на легком буровом растворе стало одной из целей данной работы.
Для описания газопроявлений при бурении предлагается математическая модель (рис.14), которая позволит дать качественную и количественную оценку параметров процесса. 5 J Рис. 13. Схема возникновения грифонов (Малеванский В.Д. [113]). 1 - газовый пласт, 2 -трещины ГРП, 3 - проницаемый пласт, 4 - грифоны, 5 - скважина.
Пусть вертикальная скважина диаметра d = 2 находится в бурении (рис.14). Вынос частиц породы осуществляется с помощью бурового раствора через затрубное пространство 3. Раствор подается на забой по бурильным трубам 2 с внешним диаметром dp. К моменту вскрытия газового пласта (t = 0) поток бурового раствора в скважине будет стационарным, забойное давление составит р р, устьевое давление — pwh, установившийся объемный расход бурового насоса - Qdm. Плотность поднимающегося к устью раствора постоянна и равна pi = p im На глубине L скважина вскрыла мощный газовый пласт 1 с начальным давлением рС: проницаемостью к и пористостью т. Газ в пластовых условиях имеет вязкость її. Фильтрацию в газовом пласте к скважине будем считать радиально-сферической. Данное допущение объясняется тем, что для нестационарного процесса газопроявления, характерное время которого не превышает 1 часа, мощный газовый пласт можно в первом приближении рассматривать как полубесконечный. Распределение давления в пласте будет описываться уравнением [115]: М , &1 b?t\ (eg) dt \ira г2 дт V дг / где рг — Pr{r,t) - давление в пласте. Рис. 14. Модель газопроявления. 1 - газовый пласт, 2 - колонна бурильных труб, 3 затрубное пространство, 4 - буровое долото Рассмотрим совместную динамику газового пласта и скважины. Если в момент времени t — О давление в скважине ниже начального пластового давления, то газ начнет поступать в скважину, а в пласте начнется его фильтрация. Граничными условиями для уравнения фильтрации (69) будут pr(Rc,t) — рс на удаленном контуре питания г = Rc и рг{ІІм,і) = p{0,t) на границе скважины и пласта, где р{0, ) - давление на забое бурящейся скважины. Объемный расход газа, поступающего в скважину из пласта, будет определяться следующим образом:
Для системы уравнений газожидкостпого потока в скважине (55.56,58,59) граничными условиями будут устьевое давление p{L t) = pwh и расходы фаз на забое: qi{Q,t) — Qdm, Qg(Q,t) = QT Представленная модель газопроявления при бурении состоит из двух элементов: скважины и газового пласта. Эти элементы сопрягаются за счет внутренних граничных условий: qi(0,t) — Q&m-, Qgftit) = Qr и pr(RWlt) = p(0,t). Причем два последних условия могут быть получены только из одновременного решения дифференциальных уравнений (69,55— 58). Внешними граничными условиями модели будут давление на устье скважины и давление на контуре газового пласта.
Модель фонтанирующей скважины
Для решения дифференциальных уравнений в приведенных выше моделях использовался метод конечных разностей. В данном разделе будут описаны разностные схемы для газожидкостного потока в трубе, а так же схема для уравнения пьезопроводности в продуктивном пласте.
Система дифференциальных уравнений (55,56,58,59) для газожидкостного потока без массообмена аппроксимировалась следующими явными разностными уравнениями:
Для выражений вида V r, где V может иметь как положительные, так и отрицательные значения, используется ориентированная аппроксимация: если V?+l 0, то +1 если V%n+l 0, то y \wi+l-w В схеме (77-80) предполагается, что направление потока совпадает с направлением оси х (скорости vg, v\ и vs положительны), поэтому везде записана левая разностная производная. Для адекватного описания скачков давления в правые части разностных уравнений (77,78,79) вводятся члены искусственной вязкости следующего вида: Необходимость введения искусственной вязкости состоит в следующем. На скачках давления дифференциальные уравнения теряют смысл и должны быть заменены условиями на скачке, которые служат внутренними граничными условиями и нужны для обеспечения единственности решения. Учет условий на скачке приводит к значительному усложнению алгоритма расчета. Чтобы обойти эти трудности в 1950 г. фон Нейман и Рихтмайер разработали приближенный метод решения задач гидродинамики, в котором скачки учитываются автоматически, где бы и когда бы они не возникали. Основная идея этого метода состояла во введении искусственной вязкости, в результате чего скачок заменялся гладким переходом на протяжении небольшого числа интервалов Ах. Подробное описание этого подхода представлено в работе [118]. Приведенные выше члены искусственной вязкости есть аналоги соответствующих членов в методе Лакса-Вендроффа [118] для однофазного потока.
Для модели газожидкостного потока с фазовыми превращениями (67,68,46,47) предлагается следующая явная разностная схема: Опишем разностную схему для уравнений пьезопроводности (69,71). Приведем их к виду, не содержащему первую производную, путем преобразования пространственной координаты: у — 4— - — для уравнения (69) у = ln- для уравнения (71) Это позволяет получить следующую форму уравнений (69,71): = G(V) (82) - 0 где и = рг для фильтрации жидкости, и = pi для фильтрации газа.
Преимуществом подобной замены переменных является измельчение узлов сетки около скважины. Поскольку вблизи скважины изменения давления будут выше чем на удаленном расстоянии, то уменьшение размера ячеек улучшит точность расчетов.
Для решения уравнения (82) будем использовать неявную разностную схему и метод прогонки [120, 121]: Us Us п Us+1 s +Us-l /0Q\ дГ = G" д? (83)
На основании приведенных разностных схем были написаны компьютерные программы. В приложении 4 приведен текст программы для расчета газопроявления при бурении скважины. Программа написана на языке Фортран.
Анализ устойчивости
Строгое доказательство сходимости приведенных разностных схем (77-80,81) к дифференциальным уравнениям представляет собой крайне сложную задачу, если оно вообще возможно. Сложность объясняется нелинейностью дифференциальных уравнений (55,56,58,59), коэффициенты в которых зависят от неизвестных: р, a, vg: v\.
В данном разделе будет приведен анализ устойчивости разностной схемы для упрощенной системы уравнений газожидкостного потока в предположении о локальной линейности системы.
Рассмотрим упрощенную систему уравнений для газожидкостного потока без фазовых (61). Кроме того, в уравнении для газосодержания (56) будем пренебрегать вторым и третьим членами, поскольку, как показывают расчеты, они на 2-4 порядка меньше остальных членов уравнения. Анализ влияния на устойчивость нелинейных членов, отвечающих за трение, будет рассмотрен отдельно. С учетом всех принятых допущений получим следующую разностную схему:
Проверка адекватности нестационарной модели газожидкостного потока
С помощью гидродинамической модели и расчетного алгоритма, подробно описанных в главе 2, изучалась динамика газожидкостного потока, возникающего при вскрытии скважиной газового пласта (глава 2, рис. 14). Результатом гидродинамических расчетов было распределение во времени О t Т и по стволу скважины 0 х L давления р, объемного газосодержания а, истинных скоростей газа vg и жидкости v\. Расходные характеристики флюидов на устье и забое скважины являлись производными от а, р, vg и vi. Предполагалось, что в момент вскрытия пласта циркуляция бурового раствора в скважине стационарная. На устье скважины задавалось противодавление 10 атм, расход бурового насоса составлял 20 л/с, плотность облегченного бурового раствора, вымывающего на поверхность частицы породы - 1000 кг/м3. Рассматривались различные глубины пласта L -от 500 до 2000 м и различные проницаемости к - от 1 до 1000 мД. Начальная депрессия на пласт (разница начального пластового давления в газонасыщенном пласте и установившегося забойного давления в скважине) составляла 0.5 атм.
На рисунках 24-27 показана динамика расчетных параметров газожидкостного потока в скважине при вскрытии газового пласта проницаемостью 1000 мД на глубине 1 км.
Поступивший в скважину газ обладает меньшей плотностью, чем буровой раствор, поэтому с ростом газосодержания вес столба жидкости в пространстве за буровой колонной будет уменьшаться. Это приведет к снижению забойного давления, росту расхода газа из пласта, и к еще большему облегчению столба жидкости в скважине. На рис. 24. показана динамика падения забойного давления (кривая 1) и динамика роста газосодержания на забое (кривая 2). На рис. 26 и 27 представлено распределение газосодержания и давления по стволу скважины в различные моменты времени, откуда видно как с ростом газосодержания падает давление.
Заполнение скважины газом и вытеснение бурового раствора приводит к росту расхода жидкости на устье скважины (рис. 25, кривая 1). Рост расхода начинается с момента поступления газа из пласта. Максимальный расход бурового раствора на устье достигается через 7 минут после начала газопроявления, при этом он превышает начальное значение в 12 раз. Момент достижения максимального расхода совпадает с появлением первой порции газа на устье скважины (рис. 25, кривые 1,3). Стоит отметить, что первым признаком газороявления является, именно, рост расхода жидкости на устье, а не обнаружение газа на устье, которое происходит позже. На буровой установке увеличение расхода жидкости может быть зафиксировано либо путем прямых замеров, либо по росту уровня бурового раствора в приемной емкости.
После появления газа на устье процесс переходит в следующую стадию. Наблюдается дальнейшее падение давления в скважине, рост газосодержания (рис.26 и 27, кривые 4-7), увеличение дебита пластового газа. Через 3-4 минуты расход газа достигает максимума, забойное давление минимума, расход жидкости на устье возвращается к начальному значению 20 л/с, равному расходу на забое. Распределение давления и газосодержания в скважине стабилизируются, процесс становится стационарным.
Время выхода на стационарный режим в рассматриваемом случае составило около 12 минут. Забойное давление при этом снизилось с 11 до 7 МПа, газосодержание на забое скважины составило 93%, на устье -98%, расход газа достиг 1.9 млн.м3/сут. При этом, если начальная скорость бурового раствора в скважине составляла около 0.63 м/сек, то конечная скорость смеси в стволе при прорыве газа выросла более чем в 100 раз, до 64 м/сек. Такие расходные характеристики соответствуют мощному газовому фонтану [113].
Газопроявления не всегда имеют такие серьезные последствия. Если на пути скважины окажется пласт с невысокой проницаемостью, то картина процесса будет принципиально иной. На рис.28, 29 приведены результаты моделирования газопроявления для пласта проницаемостью 25 мД, вскрытого скважиной на глубине 1 км. Здесь замещение жидкости бурового раствора газом становится более длительным (выход на стационарный режим занимает около 6 часов) и плавным, не происходит существенного роста расхода бурового раствора на устье. При поступлении газа в скважину не наблюдается резкого скачка газонасыщенности (рис. 29). Расход газа после выхода на установившийся режим достигает 36 тыс.м3/сут, скорость потока в стволе скважины растет с 0.63 м/сек до 2 м/сек. Устьевое газосодержание после стабилизации потока составит 55%, забойное - 15%. Подобное газопроявление не представляет серьезной опасности и не имеет особого иследовательского интереса. Мероприятия по его ликвидации хорошо отработаны на практике.
Были проведены гидродинамические расчеты для широкого интервала проницаемости (от 1 до 1000 мД) и глубины газового пласта (от 0.5 до 2 км). В результате получены основные параметры газопроявления при бурении. Некоторые сравнительные характеристики процесса газопроявления приведены ниже.
