Аналитика



Разработка нефтяных и газовых месторождений

Глава 2

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1. Системы разработки отдельных залежей нефти

При отборе нефти и газа из залежи одновременно происходят взаимосвязанные процессы движения жидкости и газа в пласте под действием пластовых сил, а также подъем жидкости и газа по стволу скважины. Эти процессы регулируются путем ввода в эксплуатацию оптимального числа скважин и установлением режимов их работы. Обычно имеется возможность изменить режим процесса и увеличить его эффективность нагнетанием в пласт воды и газа. Можно управлять процессом разработки путем изменения числа скважин и порядка размещения их на залежи. Увеличение плотности сетки скважин (число скважин на единицу площади залежи) повышает темп отбора запасов и конечный коэффициент извлечения нефти.

Регулирование движением жидкости и газа в пласте к забоям эксплуатационных скважин при помощи размещения скважин, установления их числа и порядка ввода в эксплуатацию, установления режима их работы и баланса пластовой энергии называется разработкой залежи. Совокупность условий, при которых происходит разработка залежи, определяет собой систему разработки.

Системы разработки отличаются по расположению скважин, числу и порядку ввода их в эксплуатацию, а также по способу воздействия на пласт.

По расположению скважин различают системы с равномерным и неравномерным их расположением.

Системы по числу и порядку ввода скважин в эксплуатацию подразделяются на сплошные (одновременное разбуривание всей площади), сгущающиеся (одновременное разбуривание всей площади с последующим уплотнением сетки скважин) и ползующие (разбуривание площади последовательно параллельными рядами).

По способу воздействия на пласт различают системы: без поддержания пластового давления и с его поддержанием. В первом случае используется внутренняя энергия пласта: естественный напор контурных вод, упругие силы пласта, газа, жидкости; во втором - энергия пополняется путем нагнетания воды или газа в пласт. В зависимости от способа поддержания пластового давления различают системы: 1) с законтурным заводнением; 2) с приконтурным заводнением; 3) с внутриконтурным заводнением; 4) с площадным заводнением; 5) с поддержанием давления путем нагнетания газа в газовую шапку; 6) при закачке газа по всей площади залежи.

Нефтяные месторождения (залежи) вводятся в разработку в соответствии с проектами разработки и технологическими схемами разработки. Для получения достаточного для проектирования разработки объема геолого-промысловой информации осуществляют пробную эксплуатацию месторождений, для чего составляется проект пробной эксплуатации.

"Регламент составления проектных и технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" требует, чтобы в проектных документах были обоснованы: выделение эксплуатационных объектов; порядок ввода объектов в разработку; выбор способов и агентов воздействия на пласты; системы размещения и плотности стенок добывающих и нагнетательных скважин;

способы и режимы эксплуатации скважин; уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов;

методы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

физико-химические, тепловые и другие методы повышения нефтеизвлечения;

выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;

мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

требования к системам поддержания пластового давления (ППД), качеству используемых агентов;

требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов;

объемы и виды работ по доразведке месторождения;

вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

В проектных документах оценивается воздействие на окружающую среду.

2.2. Методы вызова притока нефти или газа

Перед сдачей скважины в эксплуатацию ответственным и важным мероприятием является проведение процесса освоения или вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости к забою скважины возможен только благодаря уменьшению давления столба жидкости на забой до значения ниже пластового давления. Кроме понижения давления на забой, необходима очистка забоя от грязи, песка и бурового раствора с целью максимального снижения сопротивлений притоку в призабойной зоне пласта.

Обычно после окончания бурения скважина бывает заполнена промывочным (глинистым) раствором. Этот раствор нужно быстро удалить из скважины, так как со временем твердые частицы раствора выпадают в осадок в зоне пласта, что приводит к уменьшению проницаемости и загрязнению пласта.

Промывка скважины - замещение столба раствора после бурения в скважине водой, снижение за счет этого давления на забой, очистка стенок забоя от глинистой корки и удаление осадка грязи и песка в скважине. Иногда с целью постепенного снижения давления на забой после промывки водой переходят на замещение воды нефтью. Такое проведение процесса освоения хотя и задерживает сроки освоения скважины, но является приемлемым, если призабойная зона пласта сложена рыхлыми песчаниками.

Наиболее распространенным способом в промысловой практике освоения скважины являлась аэрация раствора, т.е. использование сжатого воздуха или газа, так называемое "компрессирование" скважин. В настоящее время этот метод освоения запрещен из-за его взрывоопасности.

Сейчас скважины в основном осваивают путем понижения уровня жидкости в скважине, т.е. удаления ее при помощи специального поршня-сваба, спускаемого в скважину на стальном канате. Свабирование обычно производится в НКТ диаметром 73-114 мм, спущенных до забоя при установленной на устье арматуре. При погружении сваба жидкость, приподнимая нижний клапан, поступает в полость НКТ над поршнем. При подъеме сваба клапан закрывается и вся жидкость над свабом извлекается на поверхность.

Для очистки забоя от грязи, песка иногда проводят тартание желонкой. Желонка - длинное узкое ведро с клапаном внизу, спускаемое в скважину, подобно свабу на канате. Диаметр желонки составляет примерно 0,7 диаметра скважины, а ее длина может достигать 10-15 м. Спускоподъемные операции сваба или желонки осуществляют с помощью лебедки.

После начала притока обычно проводится процесс самоочи-стки забоя, который ведется до полного удаления промывочной жидкости.

Один из ответственных этапов при заканчивании скважин в бурении - этап вскрытия пластов. Методы вскрытия пластов в зависимости от пластового давления, значения нефтенасыщенности пласта, степени несовершенства зоны пласта, положения газоводонефтяного контакта, глубины залегания пласта и других факторов могут быть различными при выполнении следующих требований:

предотвращение открытого фонтанирования; сохранение или улучшение природных фильтрационных свойств пород призабойной зоны;

увеличение безводного периода эксплуатации скважин. Важнейшим моментом при вскрытии пласта бурением является качество промывочного раствора. При использовании буровых растворов на водной основе в пласт могут проникать фильтрат и твердая фаза раствора, что ведет к ухудшению коллекторских свойств пласта и уменьшению продуктивности скважин.

При попадании воды из бурового раствора в нефтяной пласт происходит образование водонефтяной эмульсии. При взаимодействии фильтрата с пластовой водой в порах пласта могут образовываться осадки. Глинистые частицы при контакте с фильтром набухают. Поры пласта заполняются фильтратом. 24

Эти процессы снижают проницаемость призабойной зоны для нефти.

Для устранения этих последствий к растворам на водной основе добавляют специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ), а также используют растворы на нефтяной основе, пены и газообразные агенты.

Пласты с давлением выше гидростатического, сложенные породами низкой проницаемости и содержащие глинистые частицы, вскрывают на утяжеленном растворе на нефтяной основе. Для высокопроницаемых пород и трещиноватых без глинистых частиц применяют утяжеленный глинистый раствор с добавками ПАВ. Для продуктивных горизонтов с давлением, равным гидростатическому, при вскрытии используют хлор-кальциевые или меловые растворы с высокой проницаемостью. Если породы слабопроницаемые и содержат глинистые частицы, применяют растворы на нефтяной основе, эмульсии или пены. При вскрытии пластов с давлением ниже гидростатического необходимо использовать пены низкой плотности, газообразные агенты или местную циркуляцию.

Глубина вскрытия пласта зависит от положения скважины на структуре по отношению к газоводонефтяному контакту. Глубина вскрытия обычно несколько ниже продуктивного горизонта с целью получения зумпфа, если в подошве пласта отсутствует пластовая вода.

2.3. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяного месторождения

Для поддержания установленного режима эксплуатации залежи необходимо вести непрерывный контроль за работой отдельных скважин и всей залежи в целом. Средствами контроля и регулирования этой работы являются:

ежедневные замеры дебитов нефти, воды и газа по скважинам;

систематические наблюдения за давлениями (уровнями) в специальных пьезометрических (законтурных) скважинах;

периодические замеры забойного и пластового давлений по скважинам;

определение динамики изменения во времени пластового давления, газового фактора и добычи (текущей и суммарной) нефти и воды.

Регулирование процесса разработки сводят к распределению отбора жидкости по отдельным скважинам для обеспечения равномерного продвижения газа и воды, не допуская неравномерности изменения пластового давления по площади и предотвращая создание неблагоприятных для общей нефтеотдачи условий (например, резкое понижение давления).

Самый строгий контроль необходим при работе на режимах вытеснения, так как непредусмотренные прорывы воды и газа к забоям эксплуатационных скважин могут резко снизить эффективность всего процесса разработки.

При использовании в качестве вытесняющего агента воды добыча ее вместе с нефтью неизбежна. Скорость продвижения воды в насыщенных нефтью породах зависит, помимо прочих факторов, от пластового давления.

Добычу нефти во избежание перехода к режиму истощения желательно вести при повышенном давлении наступающей воды. Общий отбор жидкости необходимо вести в таком темпе, чтобы это давление поддерживалось длительное время. При этом отбор воды из залежи должен быть по возможности ограничен.

Повышение интенсивности отбора нефти возможно при восполнении отобранных из пласта объемов жидкости, например, путем закачки воды с поверхности в пласт.

При использовании энергии газовой шапки необходимо стремиться к получению с нефтью только растворенного в ней газа. Газ газовой шапки добывать нежелательно. Регулирование процесса в этом случае сводится к закрытию всех скважин, вскрывших газовую зону, или проведению в них изоляционных работ с целью сохранения энергии газа в пласте. Основным мероприятием по сохранению пластовой энергии является закачка воды в пласт (поддержание пластового давления), а также газа в повышенные части залежи. В ряде случаев более эффективна закачка водогазовой смеси.

С целью лучшего регулирования режима все скважины на площади можно разделить на две группы: скважины прикон-турные (расположенные близ водо- и газонефтяного контактов) и центральные. Скважины первой группы решают задачу предотвращения прорывов газа или воды. В этих скважинах необходимо обеспечить соответствующее противодавление на забой с целью регулирования отбора. С целью предотвращения чрезмерного поступления в скважины воды или газа иногда возникает необходимость проведения изоляционных работ. В скважинах второй группы контроль необходим с целью недопущения в призабойной зоне пласта условий, кото-26 рые ведут к усиленному выделению газа из раствора и частичному переходу к режиму "истощения". Для этого забойное давление ограничивают снизу.

Общее число скважин (эксплуатационных и нагнетательных) должно обеспечить установленный суммарный отбор нефти из залежи.

2.4. Охрана недр и окружающей среды при разработке нефтяных и газовых месторождений

В проблеме охраны недр для нефтяной и газовой промышленности весьма актуальны вопросы:

комплексного геологического изучения строения недр, получения достоверных данных о запасах нефти и газа;

максимально возможного снижения потерь запасов нефти при разведке и эксплуатации месторождения (выброс и отдельное фонтанирование);

обоснования прогрессивных способов вскрытия, разработки и методов повышения нефтеотдачи, технологии добычи нефти и газа по экономическим и экологическим показателям;

объемов, видов и организации рекультивации земли; сохранения в чистоте водоносных горизонтов, предотвращения их истощения;

максимального использования нефтяного газа; обеспечения минимума потерь добытой нефти, нефтяного и природного газа и конденсата при эксплуатации, подготовке и транспорте нефти и газа;

предотвращения загрязнения, заражения, опасной деформации и сейсмического воздействия на недра при бурении, эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа, захоронении отходов и т.д.;

предотвращения потерь нефти и газа, загрязнения ими почвы, атмосферы и водоемов;

загрязнения морей и океанов при освоении шельфа.

Как известно, месторождения нефти и газа разрабатываются по утвержденным проектам и технологическим схемам разработки в соответствии с правилами технической эксплуатации. Функции государственного надзора и контроля за использованием и охраной недр возложены на Государственный комитет по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору (Госгортехнадзору).

В нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзор контролирует:

правильность разработки месторождений нефти и газа и выполнение требований по охране недр;

выполнение предприятиями установленного порядка учета запасов;

соблюдение правил и норм по безопасному ведению работ при пользовании недрами;

выполнение правил ведения геологических работ;

предотвращение загрязнения подземных и наземных объектов нефтью, газом, сточными водами, вредными веществами и материалами при их подземном хранении.

В процессе бурения скважин необходим комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, гри-фонообразования, обвалов и поглощения в скважинах. Для этого нефтяные, газовые и водоносные интервалы в скважинах изолируют друг от друга. Обеспечивается герметичность колонны, крепление ствола скважины с высоким качеством их цементирования.

На скважинах с возможными газонефтепроявлениями, а также на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями, до начала бурения каждая буровая установка должна иметь емкости с запасной промывочной жидкостью и противовыбросовое оборудование (превенторы с набором плашек).

Герметичность обсадной колонны, колонной головки и зацементированного колонного пространства проверяют опрессовкой, которая заключается в том, что после замены продавочной жидкости водой опрессовочное давление колонны свыше 7 МПа в течение 30 мин снижается не более чем на 0,5 МПа и не более чем на 0,3 МПа при давлении менее 7 МПа.

Особенно высокие требования к конструкции, герметичности и прочности обсадных колонн и качеству их крепления предъявляются к газовым и газоконденсатным скважинам, а также к скважинам газлифтной эксплуатации и подземного хранения газа.

С точки зрения охраны недр особое значение имеет правильное проведение работ по ликвидации и консервации скважин. При ликвидации скважин выше последнего объекта испытания устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м, далее до устья засыпается землей. Устья ликвидиро-28 ванных скважин оборудуют цементным сальником, бетонной тумбой и репером. Способ консервации зависит от ее длительности и пластового давления. При сроке консервации свыше 3 мес скважина задавливается промывочной жидкостью на нефтяной основе при обработке ПАВ. Плотность ее должна обеспечить давление в скважине на 5—10 % выше пластового. При консервации до 3 мес при низких пластовых давлениях скважины не задавливаются, а промываются жидкостью и на устье устанавливается фонтанная арматура с контрольным вентилем. При этом штурвалы задвижек снимаются, манометры вывертываются, патрубки герметизируются, фланцы оборудуются заглушками.

Разработка месторождений нефти и газа проходит по утвержденной технологической схеме либо проекту, в которых должны быть отражены вопросы охраны недр. Основными вопросами являются состояние продвижения контура нефте-водогазоносности, пластовое давление и т.д.

Скважины — капитальные сооружения, рассчитанные на длительную эксплуатацию. Основной их элемент — обсадную колонну необходимо всячески защищать от коррозии и эрозии. Особенно это относится к нагнетательным скважинам.

Для увеличения их надежности и долговечности необходимо:

исключение контакта закачиваемых вод с обсадной колонной (использование НКТ);

установка в призабойной зоне обсадной колонны из коррозионно-стойких материалов;

установка пакера (заполнение затрубного пространства жидкостью с ингибиторами коррозии);

герметизация резьбовых соединений НКТ при закачке сточных вод.

Для предотвращения электрохимической коррозии обсадной колонны применяют цементирование колонны до устья и катодную защиту.

Применение закрытых герметизированных систем сбора, подготовки и транспорта нефти и газа, а также использование низконапорного нефтяного газа с последующей переработкой его на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) способствуют сокращению потерь углеводородного сырья и, следовательно, охране окружающей среды. Однако эти системы необходимо защищать от коррозии, в первую очередь ингибиторами, например ИФХАНГАЗ-I, "Тайга", И-к, И-д и др.

При разработке газовых месторождений (особенно содержащих сероводород) и при подземном хранении нефти и газа особого внимания требуют вопросы герметичности скважин и хранилищ. Поэтому необходим газогеохимический контроль, в задачу которого входят:

оценка герметичности месторождения и хранилищ; определение связей ареалов загазованности с техническим состоянием промысла;

контроль за изменением текущих содержаний отдельных компонентов и газогеохимических показателей.

В районах интенсивно развивающейся добычи нефти имеет место сжигание попутного нефтяного газа ("факелы"), которое связано с отставанием строительства газоперерабатывающих предприятий. С целью утилизации этого газа необходимо шире использовать мобильные (передвижные) газоперерабатывающие установки.

о

1аааоОёааО ёё?ё?о NeAooa EAaA

2.1. ЁаЙёёЙа^АаабОёааа ёОСаа EAaeQoi a ЁАаёаё^ЙО^ёАх^о! ёа^АСа?

2.1.1. хОеёОхабОёааО ёё^ё^о Й^аСО^аи ЁАаА

ее ?ё1ААа

Для решения задачи одномерного нестационарного движения газа и сжимаемой жидкости в трубах применяютт следующие дифференциальные уравнения, которые связывают средние в сечении давления р и температуры Т с координатой вдоль трубы х и временем t.

1. Уравнение движения

д


(2.1)


(1 + P)pw:


дх


dlpW) др    .    XpW2

= — - qp sin a —-— dt    дх    2D


где в — поправка Кориолиса на неравномерное распределение скоростей в сечении; p — плотность газа; w — средняя скорость течения; a — угол между осью трубы и горизонталью; X — коэффициент гидравлического сопротивления, X = = f(Re, е); D — диаметр трубы.

Для движения в горизонтальных трубах sina = 0, для движения в вертикальных трубах sina = 1. Для турбулентного течения в = 0,02+0,03, при равномерном распределении скоростей в = 0. Последнее значение принимают практически во всех проводимых расчетах.

2. Уравнение неразрывности или закон сохранения массы

d(pW)

дх


дp дt ’


(2.2)


дТ    дТ    A

-+ W-+-

дt    дх    Ср

V -Т(")

/дТ 2 р

др + Aw

дt Ср


¦др = a ^    (2.3)

дх    дх2

где ср — изобарическая теплоемкость; V — удельный объем газа; А — тепловой эквивалент работы; в СИ А = = 1 Дж/(Н-М); a    —    коэффициент температуропровод

ности; Х0 — коэффйЦЁент теплопроводности.

Для замыкания системы уравнений (2.1) — (2.3) к ним необходимо присоединить уравнение состояния вида

Ф(Р, p, T) = 0.    (2.4)

Частную производную    входящую в (2.3), можно най

ти по правилу дифференцЁрЫаания неявных функций

( дV)    = дФ / дФ

0 дТ J дТ ду '

' ' р

Для решения системы уравнений (2.1) — (2.4) необходимо дополнить ее соответствующими начальными и граничными условиями.

Уравнения нестационарного одномерного неизотермического движения реального газа (2.1) —    (2.4)    в общем виде

представляют весьма сложную систему нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных. Данная нелинейная система уравнений для одномерного нестационарного движения сжимаемой жидкости является системой уравнений гиперболического типа и решается численно.

В связи с этим для практических расчетов вводятся соответствующие приближения с целью упрощения данной системы уравнений и возможности ее решения.

Для стационарного течения газа по вертикальным трубам при равномерном распределении скоростей система уравнений (2.1) — (2.3) будет иметь следующий вид.

Уравнение движения

где G — массовый расход газа; F — площадь поперечного сечения трубы.

где i, u — энтальпия и внутренняя энергия, отнесенные к единице массы.

Учитывая известные термодинамические соотношения для энтальпии реального газа

(2.8)


и принимая закон теплообмена в форме Ньютона, имеем

du = knD(T0 — T)dx,

(2.9)


где k — коэффициент теплопередачи.

Решая систему уравнений (2.5) — (2.7) совместно с уравнением состояния (2.4), получаем уравнение одномерного стационарного неизотермического движения реального газа по вертикальным трубам.

Уравнение состояния (2.4) для идеального газа подчиняется закону Менделеева — Клапейрона, и для них предложено множество эмпирических и полуэмпирических уравнений состояния. Для природных газов уравнение состояния обычно принято писать в виде (1.22).

В уравнение (2.5) входит коэффициент сопротивления, который согласно формуле Дарси — Вейсбаха

(2.10)


dx pw 2

~D 2

где ёртр — потери давления на трение.

При движении чистого газа в трубах с неравномерной шероховатостью коэффициент сопротивления трению является функцией числа Re и относительной шероховатости. При ламинарном режиме течения чистого газа X зависит только от числа Re. При турбулентном режиме с увеличением числа Re влияние шероховатости на величину X сказывается более значительно, а роль числа Re постепенно снижается. В зоне турбулентной автомодельности для чистого газа X зависит только от степени шероховатости труб и не зависит от Re.

Режим движения газа по трубе влияет на коэффициент гидравлического сопротивления X. При встречающихся на

практике скоростях в газовых скважинах X зависит от числа Рейнольдса Re, и относительной шероховатости 8:

Re = wpD/^; 8 = 2ek/D,    (2.11)

где w — средняя скорость течения; ek — абсолютная шероховатость; D — внутренний диаметр труб.

Если режим ламинарный, коэффициент гидравлического сопротивления X не зависит от шероховатости и его определяют по формуле

X = 64/Re.

При турбулентном режиме течения X в переходной зоне зависит от 8 и Re и определяется по формуле


2


I 5,62    8

lg|-+-

' Re0'9    7'41


X = 0,25/


(2.12)


При больших скоростях наступает так называемая турбулентная автомодельность и тогда X не зависит Re. В этом случае


2


1


X


(2.13)


2 lg(7,41 / 8)


На рис. 2.1. приведена зависимость X от Re и 8. В ряде случаев требуется определить относительную шероховатость поверхности труб (коэффициент 8). Для этого следует по результатам исследования скважины (при этом забойное давление измеряют глубинным манометром) определить коэффициент X. Далее, зная X, для зоны турбулентной автомодельно


сти находим


1

2VX


8 = 7,41 • 10


(2.14)


Для переходной зоны вместо формулы (2.14) рекомендуется использовать формулу


1

2VX


7,41 • 10


41, 64


(2.15)


8 =


0,9


Re


Общее выражение для коэффициента сопротивления при турбулентном движении чистого газа в трубах с учетом шероховатости имеет вид


Рис. 2.1. Коэффициент сопротивления при резко неравномерной шероховатости. Зоны:

I — ламинарная; II — к ри-тическая; III — турбулентная переходная; IV — турбулентно-автомодельная;    1


— коэффициент сопротивления при ламинарной течении; 2 — коэффициент сопротивления    гладких

труб при турбулентном течении; 3 — практическая граница зоны турбулентной автомодельности

18

2


2


2

ig

m


где m — параметр неравномерности шероховатости, равный при резко неравномерной шероховатости 2; e — относительная шероховатость.

Формула дает хорошее совпадение с экспериментальными данными для чистого газа. Л. Моуди по экспериментальным данным и по формуле (2.15) построил график зависимости X от Re для труб различной шероховатости    (см. рис. 2.1).

В целом коэффициент сопротивления фонтанных труб, кроме шероховатости, зависит от местных сопротивлений и неровностей в местах их соединения, от наличия в потоке твердых и жидких примесей и др. В процессе эксплуатации скважины сопротивление труб меняется по мере изменения шероховатости поверхности их стенок. При значительных дебитах, соответствующих так называемой зоне турбулентной автомодельности, X становится постоянной и зависит только от коэффициента относительной шероховатости e для труб различных диаметров.

Значения относительной шероховатости е, соответствующие различным абсолютной шероховатости ek в зависимости от диаметров труб D, приведены на рис. 2.2.

Шкала точных значений эффективной абсолютной шероховатости стенок для труб различных практических случаев может быть установлена на основании систематических испытаний труб, находившихся в эксплуатации в течение различных сроков (с учетом соответствующего значения среднесуточного дебита) при различных влажности, составе и загрязненности газа, т.е. при различных условиях, от которых зависит изменение поверхности стенок.

Для определения эффективной абсолютной шероховатости по данным испытаний следует определить коэффициент сопротивления, выразив его из уравнения для потока через входящие в это уравнение величины, значения которых получены при испытании, затем по коэффициенту сопротивления (если возможно, при режиме турбулентной автомодельности) найти значение е, по которому легко находится ek.


2.1.2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ПО СТВОЛУ ГАЗОВОЙ И ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ

Определение пластовых давлений

Природный газ в газовых залежах обычно находится под высоким давлением, которое создается напором краевых или подошвенных вод и давлением вышележащих горных пород.

Горным давлением называется давление, под которым находятся породы, слагающие пласт. Оно создается вышележащими горными породами. Горное давление

Ргор = 0,01дрп?,    (2.16)

где g — ускорение свободного падения; рп — средняя плотность горных пород всех вышележащих пластов с учетом насыщающих их жидкостей; при ориентировочных расчетах рп = 2,5 кг/м3; L — глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление.

Давление газа в газовой залежи всегда меньше горного давления. Давление, под которым находится газ в пласте, является важной характеристикой газовой залежи, так как оно определяет значение энергии газа, запасы газа, влияет на дебит газовых скважин и т.п.

Давление на устье закрытой скважины обычно называют статическим давлением. До начала эксплуатации статические давления по скважинам в единой газовой залежи одинаковы.

Устьевые давления определяются с помощью обычных или образцовых манометров.

Пластовым давлением называется давление на забое закрытой газовой скважины.

Пластовое давление в газовой залежи определяется по давлению на забое закрытой скважины. Для большинства газовых месторождений, учитывая относительно небольшие углы наклона пластов, можно с достаточной точностью считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных углах наклона газовой залежи начальные пластовые давления будут отличаться по различным скважинам при одинаковых статических давлениях на устье, причем на своде давления будут меньше, чем на крыльях.

Начальное пластовое давление в большинстве газовых залежей равно гидростатическому, т.е. примерно равно глубине скважины, умноженной на плотность воды и ускорение свободного падения. На практике наблюдаются также и отклонения начального пластового давления от гидростатического.

Известно, что по многим месторождениям значение пластового давления бывает ниже гидростатического. Например, пластовое давление в месторождении Хьюготон (США) равно 3,4 МПа при глубине 1000 м, в то время как на месторождении Лак (Франция) начальное пластовое давление равно около 65,0 МПа при глубине 4000 м. Аномально высокие давления часто имеют замкнутые пласты, не имеющие выходов на поверхность, при высоких этажах газоносности (Астраханское месторождение), уплотнении окружающих продуктивных пласт пород.

Значение пластового давления является важной характеристикой месторождений, определяющей запасы пластовой энергии, запасы газа, дебиты газовых скважин и т.д.

В процессе эксплуатации залежи периодически по всем скважинам производится измерение текущих пластовых давления с целью установления распределения давлений по пласту. При этом производится также измерение пластового давления в законтурных водяных скважинах.

Для различных расчетов при определении запасов газовых и газоконденсатных месторождений, проектировании разработки необходимо точно знать пластовое давление. Обычно его вычисляют по легко измеряемому статическому давлению на устье скважины. Непосредстенно замерить пластовое давление глубинными приборами не всегда возможно, к тому же это связано с большими затратами времени и средств.

До начала эксплуатации статические давления по скважинам, приведенные к одной отметке, в единой газовой залежи одинаковы.

Начальные пластовые давления при значительных углах наклона залежи будут отличаться по различным скважинам при практически одинаковых статических давлениях на устье, причем на своде пластовые давления наименьшие, а на крыльях наибольшие. Для большинства газовых и газоконденсатных месторождений, учитывая относительно небольшие углы наклона пластов, можно с достаточной точностью считать начальное пластовое давление одинаковым во всех точках залежи.

Ориентировочно можно считать, что начальное пластовое давление в большинстве газовых залежей равно гидростатическому. Иногда наблюдаются отклонения начального пластового давления от гидростатического. Чаще всего аномальные давления свойственны газоконденсатным месторождениям на больших глубинах.

Если перед измерением давления скважина работала или продувалась в атмосферу, в качестве пластового или статического давления берется значение, полученное при полной стабилизации давления после закрытия скважины.

Если давление после закрытия скважины нарастает в течение длительного времени или же остановка скважины невозможна по техническим причинам, применяются приближенные методы вычисления пластового давления по результатам исследования скважины на различных режимах работы (см. гл. 4).

При практически полной стабилизации давления и температуры в стволе скважины после ее остановки система уравнения (2.1) — (2.3) сводится к

dP    tm

— = pg sin а.    (2.17)

dx

Р а с п р е дел ен и е    д ав л ен ия    п о    с тв о л у    в    о    ст ан о в -

л е н н о й    г а з о в о й    с    к в аж и н е .    Рассмотрим    объем    газа бес

конечно малой высоты dl с плотностью р, который создает давление dp, направленное вниз.

При отсутствии движения равновесие вертикального столба газа описывается уравнением

d dp gradp = pg; — = pg,

dl

т.е. градиент давления в любой точке уравновешивается силой тяжести. Здесь р — плотность газа; g — ускорение свободного падения.

Учтем уравнение газового состояния

р = p/RTz,

где R — универсальная газовая постоянная; Т — температура; z — коэффициент сверхсжимаемости;

Последнее уравнение удобно привести к виду

pp

Р-

R,Tz

где R, — газовая постоянная для воздуха; p = pF / p, — относительная плотность по воздуху.

Тогда можно получить одно уравнение

= -^dl,    (2.18)

p R,Tz

где вертикальная координата l отсчитывается от устья и направлена вниз.

Если допустить, что температура и коэффициент z постоянны по стволу и равны своим средним значениям, то после интегрирования (2.18) от ру до рпл и от 0 до L получим формулу барометрического нивелирования Лапласа — Бабинэ

prn^ = Pу expi pLg I    (2Л9)

$ R3T ср-2ср '

или

Рпл = Руея,    (2.20)

где рпл, ру — давление соответственно на забое и на устье.

В СИ RH = 9,81-29,27 или g/R, = 0,03415 для массы воздуха в 1 кг, из (2.19) имеем

S = 0,03415———,    (2.21)

T z

ср ср

здесь L — глубина скважины (обычно от устья до середины вскрытого интервала, для наклонных скважин L определяют по вертикали h = Lcosa); Гср — средняя по стволу температура газа, Тср = (Гу + Гпл)/2); z^ — средний по стволу коэффициент сверхсжимаемости газа.

Эту формулу используют для расчета по известному устьевому давлению в пласте рпл. Но так как z^ неизвестен и зависит от среднего давления, то рпл устанавливают методом итераций. Вначале принимают значение z^, соответствующее ру и Гср, затем по (2.20) вычисляют рпл. По вычисленному среднему давлению уточняют z^ и т.д. Это и есть формула барометрического нивелирования Лапласа — Бабинэ.

Для определения пластового давления в случае небольшой глубины (до 500 м) применяют более простую формулу

Pпл = pCT I 1 + 0,03415^^1 = pCT(1 + S),    (2.22)

$    ^zср '

которая получается путем разложения в ряд выражения

2    n i

eX = 1 + x + — + ... = 1 + У —.

1 - 2    Ы i!

Отбрасывая члены правой части этого выражения, начиная с третьего, получаем формулу (2.22).

Величина z^, входящая в эту формулу, определяется также методом последовательных приближений. Формулы (2.20) и

(2.22) справедливы, когда плотность газа по стволу постоянная и в стволе отсутствует столб жидкости.

Изменение плотности газа по стволу наблюдается в скважинах газоконденсатных месторождений, поэтому для точного измерения давления необходимо применять глубинные манометры или находить изменение плотности газа по стволу скважины.

Распределение пластового давления по стволу скважины с учетом изменения z может быть найдено следующим образом

P™ = py + S',

где

Pз    pY    _

/zdp ,    rzdp    НПО, ¦lrPL

—; Pr = I —; s = 0,03415—.

p


p    J p    T

0    0    ср

Переходя от абсолютных значений к приведенным рпр = = р/ркр (где ркр — критическое давление) имеем

PПр.пл = PПр.У + S

где

^р.пл    ^р.у

P'    = Г ^    ;    p’    = Г zdP^P

г^пр.пл    I    '    г^пр.у    I    '

0^2    PпP    0,2    PпP

для которых составлены соответствующие таблицы и графики.

Наличие столба жидкости в скважине может также привести к ошибкам при вычислении пластовых давлений по формуле (2.20) или (2.21).

В том случае, когда башмак фонтанных труб находится ниже вскрытого интервала газоносного пласта (в зумпфе) и измеренные давления на головке скважины рг и затрубном пространстве рзт одинаковы, т.е. рг = рзт = рст, можно предполагать, что в стволе скважины отсутствует столб жидкости на забое, и формула (2.20) или (2.22) может быть использована для вычисления пластового давления в пласте. При негер-метичности фонтанных труб равенство давлений р г = рзт еще не свидетельствует об отсутствии жидкости в стволе скважины, так как может привести к выравниванию столбов жидкости в фонтанных трубах и затрубном пространстве.

Когда башмак фонтанных труб находится выше интервала газоносного пласта и наблюдается равенство давлений рг = = рзт, можно утверждать, что выше башмака жидкость в скважине отсутствует. Ниже башмака, возможно, имеется столб жидкости, поэтому для измерения пластового давления в газоносном пласте необходимо применять глубинные манометры, установив на башмак фонтанных труб специальный раструб, позволяющий спускать глубинные приборы ниже фонтанных труб. Отметим, что наличие раструба на башмаке фонтанных труб позволяет также следить за состоянием забоя в процессе эксплуатаци, т.е. за скоплением твердых примесей и образованием песчаных пробок на забое.

Если в скважине есть столб жидкости, уровень которого расположен выше кровли газоносного пласта, пластовое давление можно определить по формуле

(2.23)

где L' — расстояние от устья до уровня жидкости в скважине; рж — плотность жидкости в стволе скважины; g — ускорение свободного падения.

В том случае, когда значение L' невозможно непосредственно измерить, его можно оценить по формуле

РД^срР 2

(2.24)


QTсрz ср + °Д^ 2

где L = (L - L')/ L — приведенная высота столба жидккости; рср — среднее давление в стволе скважины; D — диаметр труб; Гср — средняя температура в стволе скважины; Q — дебит газа перед остановкой скважины.

Часто при измерении рг и рзт в остановленной скважине рг * рзт, что свидетельствует о наличии жидкости или различии в плотности газа в трубах и затрубном пространстве выше башмака фонтанных труб. При этом различие в рг и рзт наблюдается вследствие пропусков газа, поступающего из фонтанных труб и затрубного пространства, в задвижках и других соединениях фонтанной арматуры. Когда рг > рзт, то уровень жидкости в затрубном пространстве выше, чем в фонтанных трубах, и, наоборот, когда рг < рзт, уровень жидкости в фонтанных трубах выше, чем в затрубном пространстве, причем в последнем случае уровень жидкости находится выше башмака фонтанных труб и может быть найден путем спуска глубинных приборов и в том случае, когда в башмаке фонтанных труб имеется крестовина.

На газовых месторождениях для контроля за режимом их работы и оценки положения газоводяного контакта используют наблюдательные (пьезометрические) водяные скважины. Уровень жидкости в них измеряют пьезографами.

В водяных скважинах абсолютное пластовое давление при известном уровне жидкости определяют по формуле

рпл    0,01(L2    L ) рводд + Pат,

(2.25)


где L2 — глубина скважины; L' — расстояние до уровня жидкости, считая от устья; рвод — плотность воды; g — ускорение свободного падения; рат — барометрическое (атмосферное) давление.

В переливающих водяных скважинах после их закрытия имеется избыточное давление ру. В этом случае пластовое давление определяют по формуле

р = ру = 0,01ЬрВодд + par

(2.26)


При расчетах по формулам (2.24) и (2.25) плотность воды необходимо брать с учетом количества газа, растворенного в ней, при данных давлении и температуре.

Часто при закрытии водяных скважин в верхней части ствола скапливается газ вследствие его выделения из воды. В этом случае для определения пластового давления необходимо наряду с устьевым давлением знать положение уровня жидкости L' в стволе скважины.

Изложенные методы расчета пластовых давлений применимы и для газоконденсатных скважин, в которых содержание конденсата не превышает 40 — 50 см3/см3. Для газоконденсатных скважин с большим содержанием конденсата при использовании приведенных формул вместо относительной плотности газа принимают относительную плотность газоконденсатной смеси рсм в стволе, определяемую по формуле

1 + 1 - m р «А

Рго = Рго / Р.,


(2.27)

(2.28)

где рго — относительная плотность сухого (после сепарации) газа; рго — плотность сухого газа при стандартных условиях; рв — плотность воздуха при стандартных условиях; m — количество конденсата в жидкой фазе при данных рср и Тср в стволе скважины, отнесенное к общему содержанию конденсата (определяется по изотермам конденсации); Г — газоконденсатный фактор, т.е. отношение дебита газа к дебиту конденсата при сепарации; ркд — плотность стабильного конденсата; М — молекулярная масса конденсата (22,4/М = 0,15+0,16).

Определение забойного давления

Забойным давлением называется давление на забое газовой скважины при ее эксплуатации. Для точного измерения забойного давления применяются глубинные приборы.

При пуске скважины для эксплуатации или исследования в процессе открытия задвижки на рабочей струне давление рг вначале повышается; далее после открытия задвижки давление с течением времени начинает уменьшаться, так как идет процесс стабилизации давления до определенного, обычно постоянного значения, которому соответствует забойное давление при установившемся режиме фильтрации. В зависимости от характеристики пласта и скважины процесс стабилизации давления может быть различен — от нескольких минут для хорошо проницаемых пластов до нескольких дней и даже недель для низко проницаемых пластов.

Забойное давление по формуле (2.20) можно вычислить при известном давлении на затрубном пространстве рзт при эксплуатации по фонтанным трубам. Тогда в формулу (2.20) вместо статического давления подставляют затрубное динамическое рзт, когда последнее не перекрыто разобщителем.

Для более точного определения пластового и забойного давлений применяют глубинные манометры.

Если скважина эксплуатируется по фонтанным трубам, а затрубное пространство перекрыто или без фонтанных труб (по эксплуатационной колонне) или же одновременно по фонтанным трубам и затрубному пространству, вычислить забойное давление по формуле (2.20) или (2.22) нельзя.

Забойное давление в этих случаях определяют непосредственно измерениями глубинными манометрами или же по формулам, в которых учитывают потери на трение при движении газа.

2.1.3. СТАЦИОНАРНОЕ ИЗОМЕТРИЧЕСКОЕ ТЕЧЕНИЕ РЕАЛЬНОГО ГАЗА В СКВАЖИНЕ

Для решения задачи о стационарном течении реального газа в стволе скважины решается система уравнений (2.5) и (2.9) совместно с уравнением состояния реального газа (2.4). При изотермическом стационарном течении эта система сводится к двум уравнениям (2.5) и (2.6) и в качестве уравнения состояния выбирается обычно (1.22). Кроме того, ввиду малости в (2.5) член, характеризующий изменение скоростного напора, также обычно опускается.

Движение газа в скважине происходит без производства внешней работы. Уравнение установившегося движения его в этом случае имеет вид:

dh + vdp + X(w2/2gD)dh = 0,    (2.29)

где h — глубина скважины; v — удельный объем газа; p — давление; д — ускорение свободного падения; w — скорость газа; X — безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления; D — диаметр скважины.

В процессе движения газа в скважине происходит сложный тепловой процесс, в результате чего уменьшается температура газа на устье по сравнению с температурой на забое в основном за счет теплообмена с горными породами. Однако при расчетах температуру газа принимают средней и постоянной на всем пути его движения, т.е. процесс движения газа в скважине считают изотермическим.

Исходя из уравнения состояния (1.22) и принимая Т « » Тср = const и z = z^ = const, имеем

1    zRT zRcT

v =-=-= _c ;    (2.30)

дрг    gp    gрp

wp w ст pCT zT    TCT

или

w „rP^Tz n w — = 0,

TCT P

где р = ргв; R, — газовая постоянная (для воздуха в СИ R, = 287,2; рмт = 0,1013 МПа); wCT — скорость газа при стандартных условиях.

Подставляя полученные значения v и wCT в уравнение (2.29), получаем

dh + zRbT dp +    & dh = 0

рд P 2gD % TCT ( p2    '

Выполнив преобразования, получим

a = zRвT;

pg '


X # wpzTcр &    =    1    33. 10-2X TсPZCPQ


(2.32)


2gD(


D 5


d'


где D — диаметр скважины, м; Q — дебит газа, тыс. м3/сут. С учетом (2.32) формула (2.31) принимает вид:

dh + a — + в — = 0

P p2


или


&


dp


1+


dh = -a


2


p


Разделяя переменные, будем иметь


_2 dh =    Cpdp


(2.33)


P2 + в


a


Проинтегрировав уравнение (2.33) в пределах рз — ру и 0 — L, получим


p3 + в с


ln


L


Py + в


a


или


+ в(е2


1).


(2.34)


Pз = Pyе


Вводя в уравнение (2.34) обозначения a и в, согласно (2.32) имеем формулу Адамова


0,0683р1.


pfе    +1,33-10-2Xbpz?PQ


(2.35)


D


где рз — забойное давление, МПа; ру — давление на головке скважины, МПа; L — длина фонтанных труб от забоя до устья, м; X — коэффициент гидравлического сопротивления;


Q — дебит газа, приведенный к стандартным условиям, тыс. м3/сут; D — диаметр трубы, м.

Формулу (2.35) можно записать в виде:

здесь

D5


2S = 0'0683р1,; 0 = 1,33 -10-2-


T z

1 cp^ cp


Коэффициент z(.p определяют для p и Гср методом последовательных приближений. При этом для оценки z^ значение p^ находят по формуле


(2.36)

Относительную шероховатость е для труб различных диаметров определяют по табл. 2.1. Значение X не зависит от числа Re и становится постоянным (см. табл. 2.1).

Из промысловых исследований, проведенных на газовых месторождениях, следует, что коэффициент сопротивления X для 63-мм труб в зоне турбулентной автомодельности (т.е. при дебитах газа Q выше 30 тыс. м3/сут) в зависимости от количества жидкости в потоке газа колеблется в пределах от 0,01 до 0,02 и в среднем может быть принят равным 0,014.

При движении газа по затрубному пространству между обсадной колонной и НКТ забойное давление определяют по формуле (2.35), в которой диаметр D заменяют эквивалентным диаметром

где D — внутренний диаметр эксплуатационной колонны; dн — наружный диаметр фонтанных труб.

Эквивалентный диаметр Dэ соответствует диаметру окружности, площадь которой равна площади кольца между D и ^:

4(D + dJ/(D - dj.

При одновременном движении газа по кольцевому пространству и фонтанным трубам эквивалентный диаметр

Параметр

Внутренний диаметр D, 10 2 м

2,54

4,03

5,03

6,22

D, 10-10 м5 е = J/D X

Qmm, тыс. м3/сут Наружный диаметр: dн, 10-2 м dн2, 10-10 м2

1,06-102

10-2

0,028

3,7

3.2

10.2

1,06103 7,6-10-3 0,027 6,5

4,83

23,3

3,22-103

6,0-10-3

0,026

15

6,03

36,4

9,16-103 4,8-10-3 0,025 28

7.3

53.3

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 2.1

Параметр

Внутренний диаметр D, 10 2 м

7,59

10,03

12,70

15,2

20,3

D, 10 м5

2,52-104

1,01-105

3,03-105

8,11-105

3,45-106

е = 1^/D

4,0-10-3

3,0-10-3

2,4-10-3

2,0-10-3

1,5-10-3

X

0,024

0,023

0,022

0,021

0,020

Qmm, тыс. м3/сут

37,5

70

100

150

260

Наружный

диаметр:

dtf 10-2 м

8,89

11,4

14,1

16,8

21,9

"н2, 10-10 м2

79

129

198

289

478

D3 = V D2 - d;2 + dB2H,

здесь dBH — внутренний диаметр фонтанных труб.

При одновременном движении по фонтанным трубам и затрубному пространству значение 0Q2 умножаем на

D + ^ + Д . Затем определяем X для полученного D3.

tJd 2 - ^ + йВн

Забойное давление, когда башмак фонтанных труб значительно не доходит до продуктивного горизонта или же в скважину спущены фонтанные трубы для двух разных диаметров,

Рз = V Рг2е 2(S1+S2) + Q 2(0ае252 + 0 2),

где S1 и 0j относятся к фонтанным трубам или первому, считая от устья, диаметру труб, а S2 и 02 — к обсадной колонне или второму диаметру фонтанных труб.

Если башмак фонтанных труб расположен ниже продуктивного пласта, забойное давление

1рг2е251 + Q 2(01 + 0 2) ]    е252

Рз =


где S1 и 01 относятся к фонтанным трубам, а S2 и 02 - к пространству между пластом и фонтанными трубами.

В проектах разработки забойные давления по известным устьевым давлениям вычисляются обычно при обработке результатов исследований скважин.

При газодинамических расчетах обычно решается обратная задача: по известному изменению забойного давления рз(/) и дебита газа Q (f) во времени определяется изменение устьевого давления по формуле


(2.37)

При оценочных расчетах значения 0(f) и 6(f) принимаются постоянными или строятся соответствующие графики 0(f) и 6(f), в которых изменение этих величин во времени учитывается путем определения изменения коэффициента сверхсжимаемости ^(f), а также X(f) по мере падения дебита газа с переходом от режима турбулентной автомодельности к режиму, где X зависит от Re и е.

Зная зависимость изменения во времени p_,(t) и рг(1), находим потери давления в фонтанных трубах в процессе разработки:

Ap(f) = Рз№ - Рг(Ф

(2.38)


Обычно расчеты по формулам (2.37) и (2.38) проводят для нескольких диаметров труб, а иногда и для нескольких режимов работы скважины.

2.1.4. СТАЦИОНАРНОЕ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЕ ТЕЧЕНИЕ РЕАЛЬНОГО ГАЗА В СКВАЖИНЕ

Рассмотрим задачу о течении реального газа, применяя уравнения (2.4) - (2.9) с учетом реальных условий изменения давления при произвольном изменении коэффициентов теплопередачи и температуры пород вдоль ствола скважины.

Исходными уравнениями стационарного одномерного неизотермического течения газа в стволе скважины являются уравнения количества движения в виде (2.5), закона сохранения массы в виде (2.6) и баланса энергии в виде (2.7).

Для замыкания данной системы уравнений необходимо присоединить уравнение состояния реального газа.

Рассмотрим расчеты забойного давления и температуры в скважинах с учетом теплообмена с горными породами и эффекта Джоуля — Томсона. По мере понижения давления этот эффект становится менее значительным. Получено численное решение, которое предусматривает разбивку глубины скважины на n элементарных участков длиной AL и определение давлений и температур для этих участков.

Для участка трубы длиной AL можно написать

Р2 = Pi +    AL + gpALcos0 +    1^- - J-j;    (2.39)

2С    2    I    р2 р 2

hzb. AL - w AL + p2 - pi

+ j^p) (P2 - Pi),    (2.40)


T = Ti + -L

cp

здесь pi, P2, Ti, T2, pi, P2 — соответственно давление, температура и плотность газа в начале и конце участка; р — средняя плотность газа на участке; Тн — естественная температура горных пород; AL — длина участка, м; 0 — угол отклонения от вертикали; Ср — теплоемкость при p = const; R — общее термическое сопротивление, определяемое по формуле

on    i    i    1    #    Гн &    i    i    i V* 1 # Гн &

2п^т =--+--lni 1    +----i--У lni 1    +

$ Гвн ' тр гвн.тр а к + а и ^т.ст    $ гвн ' о

тр    К ' И    '“т.ст —    \    Вн    /    обс

ют


— У Ц — j

^ тем -П $ Г,н ' цем 2^

4at


где гвнтр — внутренний радиус, м; Kl — коэффициент теплопередачи через цилиндрическую стенку, разделяющую среды с различной температурой, Вт/(м2-К); Хтст — коэффициент теплопроводности, Вт/(м-К); гн — наружный радиус, м; ак — коэффициент теплообмена конвекцией, Вт/(м2-К); а и — ко-

2    #    dT )

эффициент теплообмена излучением, Вт/(м-К); i—j — ко-

$дР' t

эффициент Джоуля— Томсона, К/Па; а — коэффициент температуропроводности почвы, м2/с; г — радиус, м; t — время, с; n — число обсадных труб.

Для больших периодов времени, когда выполняется неравенство (r2/4at) < 0,01, интегральная показательная функция Б, (— х) может быть заменена ее логарифмическим приближени-

ем

2 " # &

-Ei - (Гн)тах = lni    at I + 0,80907.

4at I (Гн)тах )

н тах

Теплообмен с окружающей средой при дебитах скважины выше 500 тыс. м3/сут оказывает на характер распределения давления в стволе скважины неопределяющее влияние, поэтому допустимо принимать Ят = ». Система уравнений (2.39) и

(2.40) решается методом итераций. На первом этапе итерации принимается р2 = р1 и Г2 = Т1. При этих значениях давления и температуры вычисляются параметры, входящие в эти уравнения. Затем вычисляются р2 и Т2. Цикл вычислений повторяют до тех пор, пока погрешность не достигнет некоторого наперед заданного значения.

При неизотермическом течении газа по стволу скважины забойное давление можно приближенно оценить по формуле


(2.41)

—    T        T

где 5 = 0,03415 ; a = — у; Тз, Ту — соответственно забой-

aZa    L

ная и устьевая температура, К; L — глубина скважины, м.

2.1.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ СОДЕРЖАНИИ ЖИДКОСТИ В ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

Расчет забойного давления при небольшом количестве жидкости

В процессе разработки газовых и газоконденсатных скважин вместе с газом выносятся жидкие и твердые примеси, количество которых зависит от характеристики месторождений и условий их эксплуатации. Значения коэффициентов X (см. рис. 2.1, табл. 2.1) являются средними, справедливы для движения чистого газа и значительно отличаются от фактических. Особое значение этот факт приобретает при эксплуатации газоконденсатных месторождений, в связи с чем коэффициенты гидравлического сопротивления следует определять с учетом наличия в газе жидкости при различных режимах работы скважины. Суммарный коэффициент X* можно установить по формуле 2.35), решенной относительно X:

/ 2 2Л25 \ п5

X* _    (Рз Ргe )D

1,37702Гс2рz2р(e25 - 1)10-10

Суммарный коэффициент гидравлического сопротивления X* при исследовании или эксплуатации газовых скважин как с выносом, так и без выноса жидкости в зависимости от Re определяют с помощью графика (рис. 2.3). Каждая из кривых

I для режима эксплуатации скважин с постоянным столбом жидкости соответствует постоянной высоте столба жидкости в стволе и на забое. Суммарный коэффициент X* снижается с уменьшением высоты столба жидкости в скважине как б ы

3    5    10*    2    3    5    105    2    3    5    106    2    3    5    Re

Рис. 2.3. Зависимость суммарного гидравлического коэффициента сопротивления X* от числа Re по газу для различных количеств жидкости, находящейся в 63-мм трубах. Зоны:

I — эксплуатация с постоянным столбом жидкости; II — эксплуатация скважины с нулевой подачей жидкости; III — работа скважины при различном расходе жидкости дж (в м3/ч): 1 — 0,8; 2 — 0,6; 3 — 0,4; 4 — 0,2; 5 - 0,1; 6 - 0,06; 7 - 0,02

подобно изменению шероховатости труб. По внешнему виду кривые I совпадают с соответствующими кривыми зависимости X от Re для разной шероховатости труб при движении чистого газа. Начало выноса жидкости из скважины характеризуется кривой II, которая соответствует, по А.П. Крылову, нулевой подаче жидкости.

При постоянном притоке жидкости из пласта или выделении ее в стволе суммарные коэффициенты X* (при известном количестве выносимой жидкости) можно определить по кривым III, каждая из которых соответствует определенному расходу жидкости.

Для скважин, в которых отсутствует приток жидкости из пласта, процесс продувки соответствует кривой II. В последующем при работе (исследовании) скважины коэффициент гидравлического сопротивления X будет определяться в зависимости от высоты столба жидкости, оставшегося после продувки скважины, по одной из кривых I.

Если исследование скважины проводят без предварительной продувки (при отсутствии выноса жидкости), первые точки можно найти по одной из кривых I, в последующем при выносе жидкости — по кривой II.

Для получения зависимости X* от Re и дж, которая в последующем даст возможность более точно определять забойное давление по давлению на устье, необходимо на каждом месторождении проводить экспериментальные исследования на скважинах с обязательным измерением давлений, дебитов газа и жидкости.

С т р ук т ур ы т еч е н и я г а з о ж ид к о с т н ы х с м е с е й в с к в а ж и н а х : пузырьковая, пробковая (снарядная), вспененная и кольцевая (пленочная).

Пузырьковая структура характеризуется течением пузырьков газа, имеющих средний диаметр, значительно меньший диаметра ствола скважины в потоке жидкости. Эта структура наблюдается при малых объемных газосодержаниях. По мере увеличения содержания газа, когда газовые пузыри занимают почти все сечение ствола, образуется пробковая структура с сильно деформированными газовыми пузырями и жидкостными перемычками. При вспененной структуре возрастают пульсации давления, жидкость по стенке ствола при восходящем потоке может частично двигаться вниз (против течения газа), в результате чего возникает так называемое явление "опрокидывания" потока жидкости. Движение жидкости вниз способствует появлению больших жидкостных скоплений, насыщенных газовыми пузырями, которые с большой скоростью увлекаются потоком газа. Дальнейшее повышение скорости и газосодержания приводит к кольцевой структуре течения, которая характеризуется движением жидкости в виде волнистой пленки по стенке ствола. По мере повышения скорости газа происходят срыв капель жидкости с поверхности пленки и вовлечение капель в ядро потока. Этот вид течения является разновидностью кольцевого и называется дисперсно-кольцевым.

Формирование структуры течения зависит главным образом от скоростей смеси и газосодержания. А.А. Точигиным и другими исследователями определены области существования структур течения смесей в вертикальных трубах: в+ < в < 2, и**и < 2 (кольцевая), в + < в < 1, и > 2 (дисперсно-кольцевая), в.. < в < в + , ии** (вспененная), 0,3 < в < в + + , ии** (пробковая), 0,3 < в < 1, ии** (пробковая или пузырьковая), 0,1 < в < 0,3 (пузырьковая или пробковая), в < 0,1 (пузырьковая). Здесь в — расходное содержание газа (отношение расхода газа к расходу газа и жидкости); в+ — расходное газосодержание, определяющее нижнюю границу существования кольцевой структуры:

в _ 1 + 0,28(0,06 + р)1/2(и,,и-1)2 ;    (2.42)

+ 1 + 0,28(0,06 + р)1/2    '

в++ — расходное газосодержание, определяющее верхнюю границу области существования пробковой структуры,

в++ = в + - (1 - в + ), и,, < и < 1,    (2.43)

в+ + = в + - (1 - в + К2, и > 1;    (2.44)

и - относительная скорость смеси; и**    - относительная

скорость "опрокидывания" потока (принимается равной 0,845); р - относительная плотность газа по жидкости.

О с н о в н ы е у р а в н е н и я у с т а н о в и в ш е й с я г ид р о д и -н а м и к и г а з о ж ид к о с т н ы х с м е с е й (уравнения неразрывности, движения и энергии, состояния компонентов и экспериментальные соотношения истинных газосодержаний и сопротивления вязких напряжений, теплопередачи, а также уравнения Клапейрона-Клаузиуса).

Для получения дифференциальных уравнений сохранения количества движения, сохранения энергии и непрерывности используется математический прием осреднения величины. При этом для каждой структуры течения сохраняются свои количественные и качественные свойства: определенные гидравлические сопротивления и истинные газосодержания, скорости компонентов, плотности смеси, спектры пульсаций, реальные соотношения связей между гидравлическими величинами.

Уравнение неразрывности потока для газожидкостных смесей имеет вид:

Ф1р^1 + ф2Р2^2 = M = const,    (2.45)

здесь ф1, ф2 - истинные газосодержания компонентов смеси; р1, р2 - плотность компонентов смеси, кг/м3; w1, W2 - скорости течения, м/с; индекс 1 соответствует жидкости, 2 -газу.

Уравнение сохранения количества движения

- — = д(р#1 + р2ф 2)c0s(z,д) + — (р1ф 1W12 + р2ф 2W 22) +

2DM

где М - массовый расход на единицу площади поперечного сечения; q - количество теплоты, подведенной к единице массы смеси; z - глубина скважины; i - удельная энтальпия газа.

На основании уравнений непрерывности, сохранения количества движения и сохранения энергии выведены критерии подобия для движения газожидкостных смесей в трубах: расходное газосодержание в, критерий Фруда для смеси F1™ = wL / gD, относительные плотность р = р21 и вязкость ^ = ^1/^2, относительные скорости u и u„ и критерий

Рейнольдса для смеси Re^ = #— + —смD.

$v1 v2)

Для пробковой структуры определяющим является критерий F = Fr^Fr;1, который полностью учитывает влияние диаметра трубы D и при F > 1 вырождается (частичная автомодельность), т.е. в этом случае истинное газосодержание и коэффициент сопротивления трения X не зависят от диаметра трубы и скорости смеси. Например, зависимость для истинного газосодержания ф^, в, К) при F > 1 приводится к виду ф(в, К). Здесь автомодельное значение критерия Фруда для смеси Fr3 - функция физических констант жидкости и газа;

K = 0,81 + 15^/р )/(1 + 4р).

При кольцевой структуре (собственно кольцевой и дисперсно-кольцевой) определяющим критерием является относительная скорость смеси

U = W см    (2.48)

здесь w, - скорость реверса

w, = 3,3

goP2


(2.49)


1 - р22

где о - поверхностное натяжение на границе раздела фаз, Н/м.

Важным понятием в теории движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам является понятие реверса жидкой пленки. Оно характеризуется изменением направления движения жидкой пленки вследствие изменения скорости движущегося вверх по трубе газа. Скорость газа, при которой вся находящаяся в пленке жидкость реверсирует и начинает двигаться вверх вместе с газом, называется скоростью газа при реверсе, или просто скоростью реверса w,. Явление "опрокидывания" жидкой пленки характеризуется скоростью "захлебывания". При скорости газа, равной скорости "захлебывания", вся жидкость в пленке начинает опускаться вниз против восходящего потока газа. Очевидно, что скважины, работающие при скоростях газа, меньших скорости "захлебывания" и больших скорости реверса, должны рассчитываться по-разному.

О п р е д е л е н и е и с т и н н ы х г а з о с о д е р ж а н и й и к о -

э ф ф и ц и е нт о в с о п р о ти в л е н ия т р е н и ю п р и р а з -л и ч н ы х с т р ук т ур а х т еч е н и я . При пробковой структуре течения смеси (в < в++ при u > u,,; в < 1 при u < u,,) зависимость ф от в при постоянном значении критерия Фруда смеси практически линейна. С ростом критерия Фруда смеси отношение ф/в увеличивается. Но это увеличение продолжается до определенного предельного значения ф/в, которое наступает при FrOT > Fr3 или при F > 1. С дальнейшим увеличением критерия Фруда смеси отношение ф/в остается практически постоянным. И в общем случае истинное газосодержание при пробковой структуре течения определяется по формуле

ф = K[1 - exp(-4,WF)]в.

(2.50)


Здесь К и Fr3 для каждой данной смеси зависят от физических свойств жидкой и газообразной фаз. В случае преобладающего влияния и инерционных сил, что характерно для газоконденсатных и газоводяных скважин, коэффициент К зависит только от р = р2р1-1:

K = 0,81 +1,5р1

р1/2

,1/2


(2.51)


1 + Р1'

Влияние вязкости жидкости на автомодельное значение критерия Фруда смеси определено в виде зависимостей:

1,6

Н1

130

Н1


Fra


5 +


(2.52)


Fra


(2.53)


(1 - р)', н1 < 26 МПа-с; (1 - р)|, н1 > 26 МПа-с.


При F, большем единицы, формула (2.50) преобразуется к виду:

ф = Кв (F > 1).    (2.54)

Истинное газосодержание при кольцевой структуре течения определяется из системы уравнений:

102(1 -в)    ;

102Va =


(2.55)


¦Jp2 - u,, / u

(1 - ф)

5/2 р.


A


1


(2.56)


ф


4,87(1 - ф)ф5/211 - —


р


Для решения этой системы по формуле (2.56) приводим номограммы (рис. 2.4). Истинное газосодержание определяется по известным значениям р, в и u. Задаваясь значением

ф 0,76+1, по формуле (2.55) вычисляем ( 102л[А), а затем из номограмм по известным р и ( 10^л/А^) определяется ф и так до совпадения принятого значения с вычисленным.

Рис. 2.4. Номограмма для определения истинных газосодержаний при кольцевой структуре течения


При незначительном содержании конденсата в смеси и u > 1 для

1 - в < 0,01 (0,002 < р < 0,026); 1 - в < 0,04р (0,025 <

< р < 0,08);

1 - в < 0,02/(р - 0,04) (0,06 < р < 0,7)

уравнения (2.55) и (2.56) упрощаются. Тогда для определения ф можно пользоваться формулой

ф = в-.    (2.57)

1 - в(1 Чр)

В случае дисперсно-кольцевой структуры из-за срыва капель с поверхности жидкой пленки и вовлечения их в ядро газового потока для определения истинного газосодержания вводится величина у = Q3/Q1, где Q3 - объемный расход жидкости в ядре потока; Q1 - общий расход жидкости; индекс 3 соответствует ядру потока.

Значение у в общем случае зависит от скорости газа, толщины жидкого слоя и физических свойств жидкости и газа

у = (т - 2,5)0,07 (2,5 < т < 14),

(2.58)


здесь т = 10 — (gD) u при u > 1.

а

Зависимость между ф3 и у имеет вид:

ф3 = ф2 +    (1    - в)У    (2.59)

где ф3 - относительная площадь ядра потока.

Если считать, что вспененная структура - переходная от пробковой к кольцевой и что влияние каждой из этих структур на зависимость ф от в пропорционально их относительному содержанию внутри вспененной структуры, то истинное газосодержание при вспененной структуре течения можно вычислить по формуле

ф = ф+++ p + + p-p++ ф+,    (2.60)

^ ^ p + -р++ р + -р+,

где ф + ,    ф++    -    значения ф соответственно    для    кольцевой

структуры    при    в = в+ и для пробковой структуры    при в =

= в + + .

Единая формула, распространяющаяся на все структуры течения смеси в газоконденсатных и газоводяных скважинах, имеет вид:

а - p а + p


в,


(2.61)


1 - (1 - K)


где

1 - exp(-4,4F1/2)

K = K


F = FrcTr; ;


u = ww-1; и = и2И-1; р = р2р-1;

K = 0,8(1 + 1,5р1/2)(1 + р1/2)-1 (и > 0,01 МПа-с); K = 0,35 = 1,4^1/4 (0,01 > и > 0,00013);

K = 0,5 (и < 0,00013 МПа-с);

5 + —1(1 - р) (и < 26 МПа-с);

Fr


И1

а = 1,04 - 0,03u2 (u < 1); в = 1,04.

При незначительных скоростях смеси рекомендуется формула

ф = KF1/2p    (F < 0,2; W < 0,6 м/с).    (2.62)

0,109 + F1/2

Н.И. Семеновым предлагается критериальная формула для определения истинного газосодержания

ф = p


(2.63)


ф 2


В1(Ф-ф1)


0,04 + p 1


где содержание жидкого компонента ф1 = 1 - ф2 является функцией критериев Фруда, Вебера, относительных плотностей и вязкостей компонентов и аппроксимируется формулой

aWea

(И1/ И2)т Fr1^6

0,342(1 -р)


2


VFr


0,181


ф1

Функция Ф имеет вид: Ф =


Структура

течения

а

а

т

b

n

Пленочная

836

1,22

1,141

1,892

18,14

Вспененная

0,614

0,275

0,0721

0,395

7,994

Пробковая

0,187

0,0

-0,1

0,033

0,275

Числовые значения коэффициентов а, а, т, b, n приведены в табл. 2.2.

При ф1 > Ф формула (2.63) переходит в более простую

ф = ф*р,    (2.64)

справедливую для пузырьковой и пробковой структур течения.

Важным параметром, характеризующим потери давления на трение при движении смеси в скважине, является коэффициент сопротивления трению или приведенный коэффициент сопротивления смеси W = Х/Х0, где Х0 — коэффициент сопротивления при однофазном течении. Коэффициент W снижается с увеличением р. С ростом р уменьшается различие в плотностях и вязкостях жидкости и газа, уменьшаются относительные скорости, течения по структуре приближаются к однофазным. Поэтому W уменьшается, приближаясь к единице во всем диапазоне изменения истинного газосодержания от нуля до единицы.

С ростом газосодержания в пробковой и вспененной структурах течения смеси возрастает интенсивность разрушения жидкостных перемычек и газовых скоплений (пробок). Жидкость все больше сосредоточивается у стенки трубы, а газ, как правило, занимает центральную часть — ядро потока. Газ движется с большей скоростью, чем жидкость, что приводит к более быстрому снижению динамического напора смеси по сравнению с уменьшением вязких напряжений вблизи стенки трубы. Поэтому с ростом ф наблюдается увеличение W и снижение его до единицы при приближении течения смеси к однофазному течению.

При пробковой структуре для приведенного коэффициента сопротивления используется формула

„I. _ р1^1 /^ + рР2^2 /^

Т _    2    2    '

Pi 1 + рР2 2

где X1(Re1, A/D) — коэффициент сопротивления при движении в трубе одной жидкой фазы со скоростью, равной сред-

ней скорости смеси (определяется по числу Re1 = w1Dv1-1 и относительной шероховатости стенки трубы); k2(Re2, A/D) — то же, для газовой фазы; ф2 = ф; ф1 = 1 — ф.

В расчетах при пробковой и вспененной структурах тече-

ния    коэффициент    сопротивления    трения    смеси

к _ к0 %—;    приравнивается коэффициенту однофазного

$D v1 )

течения к0. При числах Re < 2300 к0 определяется по формуле, соответствующей закону сопротивления при ламинарном движении, к0 = 64/Re. При числах Re > 2300 коэффициент к0 определяется по степенной формуле

При числах Re > 105 к0 перестает зависеть от числа Рейнольдса и определяется только относительной шероховатостью:

к 0 _ 0,067

Течение газожидкостной смеси в скважине часто происходит при высоких газосодержаниях (в > 0,99). В этом случае для расчета к предлагаются следующие формулы. Для кольцевой структуры:

В предельном случае в = ф = 1 (u > 1) имеем кр = кф = = к0. При дисперсно-кольцевой структуре коэффициент сопротивления поверхности раздела фаз определяется из формулы

к 13 _ к0к0[1 - 4,87(1 - ф3)ф5/2(1 - 0,04р1 /р3)].

В ы ч и с л е н и е з а б о й н ы х д а в л е н и й в г а з о в о д я н ы х и г а з о к о н д е н с ат н ы х с к в аж и н ах . Для определения забойного давления в газожидкостных скважинах по неподвижному столбу газа, т.е. по формуле (2.19), достаточно учесть истинную плотность и температуру газа на забое и устье скважины. При необходимости расчета забойного давления в работающей скважине, если в ее продукции содержится жидкость, задача усложняется.

Для получения необходимых расчетных соотношений воспользуемся уравнениями сохранения количества движения (2.46), неразрывности (2.45) и сохранения энергии (2.47).

В левой части уравнения (2.46) имеем полный градиент давления. Первое слагаемое в правой части — градиент давления, вызванный силой тяжести, второе — силой трения, третье — изменением количества движения смеси. При движении газожидкостных смесей в скважинах третье слагаемое на несколько порядков меньше любого из двух первых, поэтому им можно пренебречь. С учетом этого уравнения сохранения движения будет иметь вид:

- — _ дрФ + - кргсмдрФ,    (2.65)

dz    2

где рф — истинная плотность смеси, кг/м3.

рф = р1 ф(р1 р2).

Расходная плотность смеси

рф = р1 — в(р1 р2).

Расходное газосодержание

в = Q 2пр/ (Q 2пр + Q1),

где 02пр — дебит газа при данных давлении и температуре в скважине, м3/сут; Q1 — расход жидкости, м3/сут.

Q 2пр = Qн2рн22пр,

здесь Qн2, рн2 — дебит и плотность газа при нормальных условиях; р2пр — плотность газа при данных давлении и температуре в скважине. Значение р2пр определяется из уравнения состояния:

р м

Скорость смеси

w 4(®2пр +

W _ -,

п— 2 24 • 3600

где D — внутренний диаметр труб, м. Уравнение неразрывности

Ссм = (ф1р^1 + ф2Р2W2) = РpW,

где Ссм — расход, отнесенный к единице площади сечения трубы, кг/(м2-с).

Уравнение сохранения энергии, представленное в интегральной форме, при пренебрежении кинетической и потенциальной энергиями, а также работой сил трения, как заведомо малыми значениями, приводится к виду

[ i 1(1 — п) + iVnb = ['1(1 — п) + iVn] ± q2,    (2.66)

где q2 — количество теплоты, подведенное или отведенное к единице массы смеси при ее движении от забоя до текущего сечения скважины.

С помощью уравнения (2.66) определяются расходные массовые п и объемные в газосодержания для газоконденсатной смеси. Для удобства расчетов на практике можно использовать не уравнение сохранения энергии, а изотермы конденсации, уравнения состояния газа и жидкости. По давлению и температуре с помощью изотерм конденсации определяется количество выпавшего конденсата qK. Затем по уравнениям состояния вычисляются плотности газа и жидкости при заданных давлениях и температурах и, наконец, массовое содержание конденсата

и объемное газосодержание

в = р1П2(р1П2 + р2П1) — 1, а также плотность смеси, ее объемный расход и скорость:

рв _ р1 - (р1 - р2)в; Q _ Мр^1; ю _ 4Q/2п—2.

Уравнение сохранения движения (2.65) можно решить по методу конечных разностей, идея которого заключается в следующем. Высота скважины от устья до забоя L разбивается на ряд участков H (i = 1, 2,..., n), на каждом из которых перепад давления выбирается из условия:

Ар' < (0,1 — 0,2)ру (i = 1, 2,..., n). Среднее давление на каждом участке

Рср!    =    Ру    + 0,5р1,    Рср2    =    Ру    + 0,5Ар2    +    Ар1.

Таким образом,

Сначала вычисляются все величины, необходимые для определения полного градиента давления по формуле (2.65) на


первом участке ( — dp/dz)1, и его глубина Н1 = Др1 :    . Ес


ли Н1 < L, то в этой же последовательности вычисляется вы-

сота второго участка Н2, и так до тех пор, пока (Н1 +

+


Н2 +,..., + Hn) < L.

Затем определяются избыточная глубина скважины

ДН = (Н1 + Н2 +,..., + Hn) - L

и перепад давления на ней

Др' = ( — dp/dz)^H.

(2.67)


Тогда перепад давления между забоем и устьем

Для определения забойного давления в скважине с учетом жидкости, имеющейся в ее продукции, используют также модифицированные варианты формулы (2.35) или (2.41). Одна из наиболее простых формул для расчета забойных давлений в газожидкостных скважинах имеет вид

рр^-


(2.68)


где


s0 = 0,03415


(2.69)


z T

ср ср


; р = ф + (1 - ф) -^;

ргр


где рг, рж, рв — соответственно плотности газа, жидкости и воздуха при стандартных условиях, кг/м3; ргр — плотность газа при рабочих условиях, кг/м3; Q гр — дебит газа при рабочих условиях, тыс. м3/сут; Ог, Сж — массовые расходы газа и жидкости, т/сут; Q^, Q г, Qж — объемные расходы газожидкостной смеси, газа и жидкости соответственно при атмосферном давлении и стандартной температуре, тыс. м3/сут; ф определяется экспериментально, как отношение истинного объема газа в скважине к объему ствола

здесь V, — истинный объем газа в скважине, м3; D — диаметр ствола, м; L — длина ствола, м.

На практике определение истинного значения ф затруднительно, поэтому при выводе формулы было сделано допущение о равенстве ф и р. Так как ф всегда меньше в, то при использовании в формуле (2.69) в вместо ф получают заниженные значения забойного давления. Причем, чем больше разница между количествами жидкости в скважине и жидкости, выносимой потоком газа на поверхность, тем существеннее погрешность при определении забойного давления.

2.2. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ, СКВАЖИН И ГАЗОПРОВОДОВ

Температурный режим пласта, скважин, промысловых и магистральных газопроводов является одной из важнейших характеристик, существенно влияющих на эксплуатацию этих объектов.

Особое значение температурный режим скважин приобрел в связи с открытием месторождений природного газа в зоне вечной мерзлоты на севере Тюменской области, залежей газа за Полярным кругом и в Якутии и мес-торождений с относительно низкой пластовой температурой в Оренбургской области.

Низкие температуры и высокие давления в условиях насыщения газа влагой приводят к образованию гидратов и льда в скважинах и наземных сооружениях, которые, закупоривая проходное сечение, нарушают эксплуатацию, что может привести к прекращению подачи газа.

Учет температурного режима работы скважин также необходим в районах с высокой пластовой температурой, так как с повышением температуры удлиняются колонны обсадных труб, на металле труб образовываются деформации (гофры), что способствует смятию и разрыву труб. В качестве примера могут служить разрывы трубопроводов при температурных изменениях в тех случаях, когда после компрессорных станций газ не охлаждается.

2.2.1. ТЕМПЕРАТУРА ГОРНЫХ ПОРОД

Температура газа в скважине и газопроводе зависит от температуры пласта и вышележащих пород, условий эксплуатации (диаметра и конструкции скважин, дебита газа и депрессии на пласт), температуры окружающего воздуха, которая подвержена большим сезонным колебаниям. Температура окружающего воздуха влияет на температуру поверхностных слоев земли до глубины слоя 1с с постоянной суточной температурой. Этот слой обычно залегает на глубине, не превышающей 1—2 м. Ниже расположен слой 1н с постоянной годовой температурой, называемый нейтральным. На территории СНГ глубина 1н колеблется в пределах 10 — 40 м и в среднем для европейской части может быть принята равной 20 — 25 м.

Глубину нейтрального слоя 1н можно приближенно определить по глубине слоя 1с с постоянной суточной температурой:

1н = 19,1 1с.

Температура на глубине нейтрального слоя может быть принята равной среднегодовой температуре земной поверхности в данном районе, которая обычно выше среднегодовой температуры воздуха на 1—2 °С.

Температура горных пород ниже нейтрального слоя (исключая районы вечной мерзлоты) увеличивается с глубиной. Температура газа в пласте обычно близка к температуре пород, слагающих данный продуктивный горизонт, поэтому ее обычно определяют, исходя из геотермического градиента

tL = tu + r(L — 1н),    (2.70)

где tL — температура на глубине L; ?н — температура нейтрального слоя; Г — геотермический градиент; 1н — глубина залегания нейтрального слоя.

Для разных районов геотермический градиент различен. Он изменяется с глубиной, зависит от характеристики горных пород и определяется при поствольных измерениях температуры в скважинах, заполненных жидкостью. Изучение аномалии изменения геотермического градиента по термометрическим исследованиям скважин позволяет определять местоположение газовых и водяных горизонтов, высоту подъема цементного кольца за обсадной колонной и т.д.

В течение всего периода эксплуатации газового месторождения температура газа в целом по пласту практически не изменяется, за исключением участков, непосредственно приле-

гающих к забою скважины2. Это объясняется тем, что понижение температуры газа при снижении давления компенсируется за счет теплообмена с породой и тепловыми потоками, поступающими из более глубоких слоев.

Газовые месторождения севера Тюменской области и Якутии приурочены к областям многолетней мерзлоты. Рассмотрим подробнее характер вечной мерзлоты.

Многолетняя мерзлота по вертикали подразделяется на несколько слоев.

1. Слой сезонного оттаивания и промерзания мощностью до 5 м характеризуется изменением температур от плюсовых (среднелетних) до наиболее низких минусовых (среднезимних). В результате изменения фазового состояния этого слоя отмечаются сезонные пучения и осадки грунтов.

2.    Слой годовых колебаний температур мощностью до 30 м. Обычно этому слою присущи наибольшая, по сравнению с нижележащими породами, льдистость, постоянство отрицательных температур в нижней части слоя (минимум минус 4 — 5 °С) и сезонные колебания отрицательных температур в основной части слоя от 0 °С до минусовых температур, тяготеющих к среднезимним.

3.    Многолетнемерзлая толща (вечная мерзлота), характеризующаяся постоянством отрицательных температур, не зависящая от сезонных колебаний температур на дневной поверхности, с постоянным повышением температуры от кровли к подошве. Наиболее низкие температуры обычно характерны для верхней части толщи (минус 4 — 5 °С) и приближаются к среднегодовым (отрицательным) температурам дневной поверхности. По мощности эта толща составляет основную и наибольшую часть разреза многолетней мерзлоты.

В основании многолетнемерзлой толщи при наличии минерализованных подмерзлотных вод обычно выделяется так называемая "морозная зона", мощность которой большей частью превышает мощность многолетнемерзлой толщи. Темпе-ратуИа пород морозной зоны обычно равна 0 — 2 °С. Если имеются минерализованные воды, горизонты мерзлых пород встречаются непосредственно среди многолетнемерзлой толщи.

В зависимости от районов характер многолетней мерзлоты может изменяться. Так, для северных районов она представлена преимущественно монолитной толщей многолетней мерзлоты мощностью порядка 300 — 400 м. Талики отличаются незначительной мощностью и расположены только лишь под руслом крупных рек, под глубокими озерами, по склонам речных долин и на поймах. В летнее время мерзлота оттаивает с поверхности на 0,2 —2,5 м, а зимой снова промерзает. Среднегодовая температура толщи многолетней мерзлоты равна минус 1—5 °С. Эти районы характеризуются высокой льдистостью слагающих пород, достигающей 30 — 70 %, наличием жил и линз ископаемых льдов значительной мощности и интенсивным процессом пучений.

К югу развита многослойная (преимущественно двухслойная) мерзлота с наличием сложно построенных таликовых участков и сквозных таликов. Ориентировочная мощность многолетней мерзлоты составляет 250 — 200 м и менее. В летнее время мерзлые грунты оттаивают на 0,3 — 4 м. Среднегодовая температура многолетнемерзлых пород обычно равна минус 1—2 °С с понижением на отдельных участках до минус 3 — 4 °С. В толще многолетней мерзлоты наблюдаются интенсивные процессы термокарста.

2.2.2. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Температура газа в долгое время простаивающей газовой скважине практически не отличается от температуры окружающих пород. Непосредственно после закрытия эксплуатирующейся скважины температура газа в стволе заметно отличается от температуры, рассчитанной по геотермическому градиенту, но со временем, исчисляемым неделями и даже месяцами, приобретает нормальное распределение. При притоке газа к забою скважины и продвижении его по стволу температура в результате дросселирования и теплообмена изменяется.

Температурный режим работы ствола газовых скважин — один из определяющих факторов их эксплуатации. Температура газа в скважине зависит от температуры пласта, вышележащих пород, условий эксплуатации скважин, дебита, депрессии на пласт и температуры окружающего воздуха. Для определения распределения температуры газа в работающей скважине используется уравнение сохранения энергии. В целом на температуру газа влияет его дросселирование в призабойной зоне и в стволе, теплообмен с окружающей средой, механическая работа подъема газа, выделение скрытой теплоты парообразования при конденсации воды и тяжелых углеводородов и др. Следует отметить, что принципиально поиски точных решении уравнения энергии для определения распределения температуры газа по стволу скважины нецелесообразны, так как некоторые исходные параметры, используемые при расчете, такие как теплоемкость, теплопроводность и другие, по всеИ длине ствола практически неизвестны и при расчетах значения этих параметров принимаются по весьма ориентировочным данным.

При расчетах добычи газа необходимо знать распределение температуры в остановленной и работающей скважинах. Температура газа в простаивающей скважине определяется по формуле (2.70). Основное условие для получения истинного значения температуры в такоИ скважине — полная стабилизация температуры после ее остановки. Продолжительность времени стабилизации температуры зависит от тепловых своИств окружающих ствол скважины пород.

Р а с п р е дел е н и е т е м п е р ат ур ы в с т в о л е р а б о т а -ю щ е И с к в а ж и н ы . В случае отсутствия зоны многолетнеИ мерзлоты распределение температуры по стволу работающеИ газовоИ скважины определяется по формуле

г- D Pi^heL - А

-a(L - x)


Тх = Тпл - r(L - х) - ДТе


!L    С„

1 _ e-a(L-x)

х

а

где Tx — температура газа на глубине х, К; L — глубина скважины, м; Г — геотермическиИ градиент, К/м; D, — коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа;

#    Gcpx &

lgll +-р

ДТ =    Тпл    —    Тз    = D!(pпл    —    Рзе5)    $,    "С    ¦

lgRK/ rc

G — массовыИ расход газа, кг/ч; т — время работы скважины с начала ее эксплуатации, ч; h — толщина пласта, м; Сп — объемная теплоемкость газоносноИ породы, Дж/(м3-К); Як, гс — соответственно радиусы контура питания и скважины, м.

Значение а можно определить по формуле

2пХ п

a =

GCpf (т)

где X п — теплопроводность горных пород, Вт/(м-К); f(T) безразмерная функция времени,

#    I пХт&

/(т) = ln l 1 + 1 пТ

Для наиболее распространенных диаметров скважины значения /(т) приведены в табл. 2.3.

Для расчета распределения температуры по стволу эксплу-атирующеИся скважины необходимо знать геотермичесскиИ градиент Г, пластовую температуру ^л, теплоемкость горных пород Сп, теплопроводность горных пород X п, теплоемкость газа Ср, коэффициент Джоуля — Томсона D.

Г е о т е р м и ч е с к и И г р а д и е н т Г для разных месторождениИ изменяется в широких пределах (0,015 — 0,09 К/м). Точность определения этоИ величины влияет на результаты расчета.

ТАБЛИЦА 2.3 Значения ffr)

Гс

= 0,110 м

Гс

= 0,084 м

Гс

= 0,073 м

Время

Вт/(м-К)

Вт/(м-К)

Хп, Вт/(м-К)

2

3

4

2

3

4

2

3

4

Часы

1

0,6198

0,719

0,796

0,7557

0,868

0,954

0,846

0,967

1,059

2

0,795

0,9117

1,000

0,954

1,083

1,181

1,059

1,195

1,298

5

1,072

1,239

1,312

1,259

1,408

1,519

1,380

1,535

1,650

10

1,312

1,465

1,577

1,542

1,681

1,799

1,650

1,817

1,938

Сутки

1

1,650

1,817

1,938

1,876

2,050

2,176

2,017

2,195

2,323

2

1,938

2,000

2,241

2,056

2,358

2,489

2,323

2,507

2,641

5

2,342

2,526

2,659

2,591

2,780

2,916

2,744

2,925

3,072

10

2,659

2,849

2,985

2,916

3,108

3,226

3,072

3,266

3,404

Месяцы

1

3,178

3,371

3,512

3,441

3,637

3,778

3,601

3,798

3,939

2

3,512

3,685

3,849

3,778

3,976

4,117

3,939

4,138

4,279

3

3,708

3,907

4,049

3,976

4,175

4,317

4,138

4,338

4,479

6

4,048

3,983

4,390

4,317

4,517

4,660

4,479

4,679

4,822

Годы

1

4,389

4,590

4,732

4,660

4,860

5,003

4,822

5,062

5,166

2

4,731

4,933

5,076

5,000

5,204

5,347

5,166

5,368

5,511

3

4,933

5,134

5,277

5,204

5,405

5,548

5,368

5,570

5,711

4

5,075

5,272

5,421

5,347

5,579

5,691

5,511

5,712

5,856

5

5,187

5,388

5,531

5,458

5,660

5,802

5,622

5,823

5,98

6

5,277

5,479

5,622

5,588

5,750

5,894

5,712

5,914

6,058

7

5,354

5,555

5,699

5,625

5,827

5,970

5,789

5,990

6,135

8

5,420

5,621

5,765

5,692

5,894

6,037

5,856

6,058

6,201

9

5,478

5,680

5,823

5,756

5,952

6,070

5,914

6,117

6,260

10

5,531

5,732

5,576

5,803

6,005

6,148

5,967

6,169

6,312

Средний геотермический градиент для данного месторождения можно определить (если замерена пластовая температура по одной из скважин) по формуле

где ^пл — температура в скважине, замеренная на глубине L; ^нс — температура на глубине 1нс, обычно равная среднегодовой температуре почвы в данном районе; 1нс — глубина нейтрального слоя или глубина пояса постоянных температур, т.е. минимальная глубина, до которой не доходят суточные и сезонные колебания температур.

П л а с т о в а я т е м п е р а т ур а 1пл в данной скважине определяется либо при непосредственном замере, либо по формуле (2.70)

Т е п л о е м к о с т ь горных пород Сп обычно изменяется незначительно в пределах 0,18 — 0,20 Дж/(м3-К) для сухой породы. В условиях насыщения влагой теплоемкость горных пород возрастает и может быть принята равной 0,3 Дж/(м3-К).

Т е п л о п р о в о д н о с т ь горных пород Хп в основном влияет на коэффициент теплопередачи от газа в пласт. Значение ее возрастает с увеличением плотности горных пород рск (рис. 2.5). Влияние содержания влаги в породах учитывается умножением значения Xп, полученного по графику (см. рис. 2.6), на поправочный коэффициент f, значение которого можно определить по графику, приведенному на рис.

2.6.

^гл, Вт/(м • К)


2

1

0

0,05 0,1    0,2    0,5    Хп,Вт/(м    К)

Рис. 2.5. Зависимость рск от Хп


2

1


1000


о


Рис. 2.6. Зависимость f от влажности


3000 L, м


Рис. 2.7. Зависимость теплопроводное-    Рис. 2.8. Изменение теплопровод-

ти глинистых пород Хгл от глубины    ности мерзлых пород Хп в зави-

залегания пласта L    симости от объемной плотности

Рп :

1 — песчаники; 2 — глины

Для определения теплопроводности глинистых пород разреза можно воспользоваться приближенной зависимостью от глубины залегания глинистого пласта (рис. 2.7). Теплопроводность мерзлых пород в зоне распространения вечной мерзлоты находят по графику, приведенному на рис. 2.8.

По литологическому составу горных пород можно определить их плотность и пористость, а затем с помощью графиков найти теплопроводность пород Хп во всех интервалах, после чего вычислить средневзвешенную теплопроводность

X _ ^nihi

пЩ

К о э ф ф и ц и е н т Д ж о у л я — Т о м с о н а Dt определяют по номограмме (рис. 2.9), построенной для чистого метана. В практических целях ею можно пользоваться с достаточной точностью для природного газа с относительной плотностью р до 0,6 (содержание метана не меньше 90 %).

Кроме указанных данных, для расчета распределения температуры по стволу скважины необходимо знать время ее работы от начала эксплуатации, пластовое и забойное давления на момент расчета, давление на головке скважины и весовой расход газа G.

г)    2пХ п

Значение ам устанавливают по уравнению а =-—, в ко-

Gcpf (т)

тором теплопроводность мерзлых грунтов Хп находят по графику (см. рис. 2.8).

Температуру на устье скважины ^у с учетом дросселирования газа можно определить по формуле

Рис. 2.9. Перепад температуры, сопровождающий перепад давления при расширении природного газа относительного удельного веса 0,64. Ар - рпер - Ркон (где рпер, ркон - соответственно давление первоначальное и конечное)

— фL


rL +


Уе


t


t


у


пл


Di (Рз - Ру е )


Г-


L


(1 - е-ф1)

(2.71)


X


где ф = Cp KD ; К - коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-К).

QpC п

Определение температурного режима газовых скважин имеет особое значение в случаях, когда возможно образование жидкой и твердой фаз (например, при образовании гидратов, выделении воды или конденсата), а также при растеплении многолетнемерзлых пород. С понижением температуры во время движения газа в стволе скважины создаются условия для частичного перехода паров в жидкое состояние, конденсирующихся на стенках труб в виде росы, а затем пленки жидкости, которая в зависимости от ее количества и скорости газового потока может двигаться как вверх, так и вниз.

Падение температуры в штуцере происходит в основном за счет дросселирования. При этом конденсация паров приводит к образованию капель жидкости (тумана), которые в последующем осаждаются на стенках труб.

Температуру газа после штуцера Т2 при известной температуре Т1 до штуцера Т1 и давлениях до и после штуцера р1 и р2 можно определить по формуле

Распределение температуры в интервале зоны многолетней мерзлоты определяется по известной величине Гмо по формуле

Ру е)


Дм(Рз


1 _ емх


Ag

СР


-в,    (2.72)


Г


м


а


м


Ti = ТМо - Гмх +


где Тх - температура газа на расстоянии х при отсчете от начала зоны вечной мерзлоты снизу вверх; Гмо - температура газа при входе в зону мерзлоты; Гм - геотермический градиент, Гм = (Гм - ГН)/(ЛМ - hH); Гм - температура мерзлых пород (значение Тм соответствует температуре замерзания минерализованных грунтовых вод); ам - параметр, определяемый для мерзлых пород по формуле

2пХ пм

а м


ССрКг) '

здесь Хпм - теплопроводность пород в зоне вечной мерзлоты, зависящая от плотности рп и определяемая по графику (см. рис. 2.8).

Для пород в зоне вечной мерзлоты

f (т) = lni 1 +

&


пм т


где См - теплоемкость пород в зоне вечной мерзлоты, зависящая от плотности.

Коэффициент в учитывает скорость теплообмена при наличии отрицательных температур и определяется по формуле

2

в

T


сг


где Тм' - средняя температура мерзлого грунта, определяемая путем измерения в остановленной скважине; Гсг - среднегодовая температура поверхности почвы.

Таким образом, распределение температуры в стволе работающей скважины при наличии зоны многолетней мерзлоты необходимо рассчитывать в два этапа: 1) от забоя до нижней границы зоны вечной мерзлоты; 2) от нижней границы зоны вечной мерзлоты до устья скважины.

Согласно формуле (2.71), при наличии зоны вечной мерзлоты температура газа у устья скважины

1_ емЛм


в,


т = т

х у    х    мо


Г 1 +

мм


Г


м


СР


а


м


А (Рм - Руе ) _


гАе 1м - расстояние от устья до нижней границы зоны вечной мерзлоты.

Р а с п р е дел е н и е т е м п е р ат ур ы в с т в о л е р а б о т а -ю щ е й с к в а ж и н ы в з о н е м н о г о л е т н е й м е р з л о т ы .

При наличии в разрезе в зоне многолетней мерзлоты распределение температуры в стволе определяют по формуле (2.72) в интервале от забоя до начала зоны мерзлоты. В этом случае температура газа у входа в зону мерзлоты

р^мо ) ор    )


Di (Рз - Рм


A

СР


ДТе_


+


Дм


Т = Т — ГД -

мо    пл    мо


1 - е_

мо


X

а

где Тмо - температура газа при входе в зону мерзлоты; Дмо - расстояние от середины интервала перфорации до нижней границы зоны многолетней мерзлоты; рмо - давление у входа в зону мерзлоты на глубине Дмо; остальные обозначения прежние.

2.2.3. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ ГАЗОПРОВОДОВ

При движении газа по газопроводам понижение его температуры происходит в результате теплообмена газа с окружающей средой и дросселирования.

Изменение температуры по длине газопровода (в шлейфах, коллекторах) определяют по известной формуле Шухова.

При установившемся движении газа по горизонтальному газопроводу в случае постоянной температуры грунта формулу для распределения температуры газа за счет теплообмена с окружающим трубу грунтом получим исходя из следующих условий.

Количество теплоты при установившемся режиме, отдаваемое грунтом газа на длине,

dq = -KnD(t - t^dx,    (2.73)

где К - коэффициент теплопередачи от потока газа к грунту, окружающему трубу, принимаемый равным 1 -3 Вт/(м2-К); D - наружный диаметр газопровода, м.

Количество теплоты, потерянное газом, если считать, что на участке dx процесс теплопередачи совершается при постоянном давлении, можно определить по формуле

dq = QpCpdt,    (2.74)

где Q - расход газа; р - плотность газа; Ср - теплоемкость газа при постоянном давлении.

Решая совместно (2.73) и (2.74), разделяя переменные и интегрируя уравнение в пределах от 0 до х и от t0 до tx (где t0 -начальная температура газа в газопроводе; tx - температура газа в газопроводе на расстоянии i), получаем

tx    X

dt    KnD

QpCpdt = -KnD(t - LJdx;    = -KnD- Г

Р    гр    J t - l QpCp J


;dx

*0

Окончательно формулу Шухова получим в виде

tx = tip + ^.    (2.75)

В    зависимости от температуры, давления    газа и наличия

жидкой влаги в газопроводе можно определить условия образования гидратов. Температура газа рассчитывается по формуле Шухова, которая учитывает лишь теплообмен газа с грунтом. Более точная формула, учитывающая не только теплообмен с окружающей средой, но и эффект Джоуля-Томсона, а    также    влияние рельефа трассы,    имеет    вид

t = t0    + - t0)e-xp - Dt    ^;    (2.76)

1    Ф    Cp1

KnD Ф = -,

pQCp

где t, t0 - температура соответственно газа в газопроводе и окружающей среды; ^ - начальная температура газа; x -расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; Dt - коэффициент Джоуля-Томсона; p1, р2 - давление, соответственно в начале и конце газопровода; l - длина газопровода; Д z - разность отметок конечной и начальной точек газопровода; Ср - теплоемкость газа при постоянном давлении; K - коэффициент теплопередачи в окружающую среду; D - диаметр газопровода; р - плотность газа; Q -объемный расход газа.

//с

О 10 20 30 40 50    60    70    80    90    100    110    I,    км

Рис. 2.10. Изменение температуры газа вдоль подземного газопровода:

1 - измеренная температура; 2 - температура, вычисляемая по формуле (2.77); 3 - температура грунта

Для горизонтальных газопроводов формула (2.76) упрощается

1    - Xф

t = 10 + (tн - 10-^ - ц.    .    (2.77)

1    Ф

Расчеты и наблюдения показывают, что температура газа по длине газопровода плавно приближается к температуре грунта (рис. 2.10).

2.3. ОСНОВНЫЕ ЗАКОНЫ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗА

2.3.1. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД Пористость

Одна из важнейших характеристик пористой среды - пористость, измеряемая коэффициентом пористости. Под пористостью обычно понимают наличие пор, трещин и каверн в объеме породы, не заполненных твердым веществом. Для аналитического выражения пористости вводится понятие "коэффициент пористости” или "коэффициент трещиноватости (для трещиноватых пород).

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости m называют отношение суммарного объема всех пор Q в некотором элементе пористой среды ко всему видимому (геометрическому) объему породы У

m = --100.

У

Коэффициент пористости для осадочных пород колеблется в широких пределах. В среднем для гранулярных коллекторов он составляет 15 — 20 %, для трещиноватых — 5—10 %.

Коэффициентом открытой пористости m0 принято называть отношение объема Q 0 сообщающихся между собой пор к объему образца У

m0 = У ¦ 100.

(2.79)


Открытая пористость, как и абсолютная, включает весь объем пор, занятый как газом, так и связанной водой. Количество связанной воды зависит от проницаемости (рис. 2.11).

Эффективной пористостью mэ для газоносных пластов следует называть отношение объемов Q э, занятых газом, через которые возможно движение газа при данном режиме фильтрации, к объему образца У

-

mэ    •    100.

У


(2.80)


Пористость горных пород является основной характеристикой наряду с геологическими характеристиками для подсчета запасов газа и разработки месторождения. При проектировании, разработке и подсчете запасов газа необходимо учитывать, что пористость горных пород изменяется как по вертикали, так и по площади.

Средний коэффициент пористости пласта определяется, исходя из пористости по отдельным скважинам, ее распределения по площади пласта, а также из карт равной пористости. По каждой скважине находится средняя пористость, ис-

Рис. 2.11. Зависимость во-донасыщенности от проницаемости для коллекторов различного типа:

1    I I I I I I I I |    |    I    I

2    4 6 10 20 40 60100 200 40001000 2000 10000

-3    2

Проницаемость, 10 мкм ,


1 — мелкозернистые пески; 2 — среднезернистые пески; 3 — крупнозернистые пески, известняки,


доломиты


ходя из ее распределения по толщине пласта.

Наряду с пористостью вводится понятие просветности (площадной пористости), под которой понимается отношение площади просветов юп в некотором сечении пористой среды ко всей площади этого сечения ю.

Просветность измеряется коэффициентом просветности

n = юп/ю.    (2.81)

Можно доказать, что в данной точке пласта просветность равна пористости (n = m).

Коэффициент пористости одинаков для геометрически подобных сред; он не характеризует размеры пор и структуру порового пространства. Поэтому для описания пористой среды за характерный размер следует принять некоторый средний размер порового канала d или отдельного зерна пористого скелета.

Под идеальным грунтом понимается модель пористой среды, поровые каналы которой представляют собой пучок тонких цилиндрических трубок (капилляров) с параллельными осями. Фиктивным грунтом называется модель пористой среды, состоящая из шариков одинакового диаметра. Эффективным диаметром частиц, слагающих реальную пористую среду, называется такой диаметр шаров, образующих фиктивный грунт, при котором гидравлическое сопротивление, оказываемое фильтрующейся жидкости в реальном и эквивалентном фиктивном грунте, одинаково. Однако на практике эффективный диаметр зерен d^ определить трудно (особенно для сцементированных песчаников).

Для определения геометрической структуры пористой среды, существенно влияющей на фильтрационные параметры, кроме пористости и эффективного диаметра, нужны дополнительные объективные характеристики. Одной из таких характеристик является критическое число Рейнольдса.

В 1956 г. Ю.П. Коротаевым было введено понятие коэффициента емкости коллектора, представляющего собой произведение эффективной пористости на эффективную толщину (.шэЛэ), и его целесообразно определять по каждой скважине.

Пористость пород обычно определяют в лабораторных условиях по кернам. Найденное таким образом значение ее в последующем служит в качестве эталона для расшифровки электрокаротажных данных. Когда пористость по кернам и электрокаротажу определить затруднительно (например, для трещиноватых пород), то ее оценивают лишь по результатам гидродинамических исследований скважин.

Качество трещиноватых пород как коллекторов нефти и газа, определяется значением раскрытия трещин, их числом, интенсивностью растрескивания горной породы или густотой трещин.

Трещинная пористость определяется отношением объема трещин к объему образца породы. Проницаемость трещиноватой породы зависит от трещинной пористости и степени раскрытия трещин.

Упругость и деформации горных пород

Горные породы обладают упругостью, т.е. способностью при изменении давления изменять свой объем. Продуктивные пласты до начала разработки подвергаются сжимающему давлению, равному разности горного и пластового давления газа. Пластовое давление в процессе разработки месторождения понижается, а горное давление остается постоянным. Это приводит к росту сжимающего давления, вследствие чего происходит некоторое уменьшение объема порового пространства, что может приводить к деформациям пласта и скважин.

Для оценки сжимаемости пород пользуются коэффициентом объемной упругости пласта вс, который характеризует уменьшение объема порового пространства в единице объема породы при изменении давления на 1 МПа:

в с = 1 — -    (2.82)

У Ар

где У — начальный объем пласта; АО — изменение объема порового пространства пласта при изменении давления на Ар.

Значение вс по экспериментальным данным изменяется в пределах 0,3Т0-6 — 2-10-6 1/МПа. Для оценочных расчетов вс = 10-6 1/МПа.

Коэффициент объемной упругости жидкости

в _    1    АО    ж

Ж    О ж АР '

здесь Ож — объем порового пространства, занятый жидкостью; АОж — изменение объема жидкости при изменении давления на Ар.

Для воды вж = 4,5Т0-6 1/МПа.

При совместном определении упругости горных пород и

воды водоносных пластов учитывается коэффициент упруго-емкости пласта

в* = mpx + в,    (2.83)

где m — пористость в долях единицы.

Закон фильтрации Дарси и проницаемость горных пород

Для добычи промышленных количеств газа при эксплуатации газового месторождения необходимо, чтобы газоносные пласты были не только пористыми, но и проницаемыми, через которые осуществляется движение газа и жидкости (фильтрация).

Проницаемостью горных пород называют способность породы пропускать сквозь себя жидкости и газы.

Движение газа и жидкости в пористых средах описывается с помощью уравнений фильтрации.

Основной характеристикой фильтрационного движения является вектор скорости фильтрации v, который определяется массовым расходом и делится на полную площадь, а не на ее часть, занятую порами. Поэтому очевидно, что скорость фильтрации не является действительной средней скоростью движения в живом сечении фильтрационного потока. Скорость фильтрации v имеет размерность скорости (м/с) и обладает свойствами вектора.

Между скоростью фильтрации v и действительной средней скоростью движения w существует связь. При условии равенства пористости m и просветности n имеем

v = mw.    (2.84)

Поскольку 0 < m < 1, то из (2.84) следует, что скорость фильтрации v меньше действительной средней скорости течения флюида w.

Таким образом, при введении скорости фильтрации рассматривается некоторый фиктивный фильтрационный поток, в котором расходы через любое сечение равны реальному расходу флюида, поля давлений фиктивного и реального потока идентичны, а сила сопротивления фиктивного потока равна реальной силе сопротивления. При этом принимается, что скорость фильтрации непрерывно распределена по объему и связана со средней скоростью действительного движения равенством (2.84).

Основное соотношение теории фильтрации — закон фильтрации — устанавливает связь между вектором скорости

фильтрации и тем полем давления, которое вызывает фильтрационное течение.

Согласно закону Дарси уравнение фильтрации3

дР ^    in о ст\

--= — v,    (2.85)

дх K

где др — перепад давления на длине дх; ^ — вязкость газа; к — коэффициент проницаемости; v — скорость фильтрации.

Заменяя скорость фильтрации через v = Q / F и Qp = = Qатрат, согласно закону Бойля— Мариотта, получаем следующее выражение:

V    = QaTРат ,    (2.86)

Fp

где Q — объемный расход газа при давлении p; F — площадь поперечного сечения образца; Q^ — объемный расход газа при давлении рат,

_ др = Qатрат

дх k Fp

Подставляя полученное значение v согласно (2.86), разделяя переменные и    принимая, что рат = 0,1033    МПа,    интегрируем

уравнение (2.85)    в    пределах    от р1 до р2 и от 0 до L

Р2    L

-J рдр    = k .QатpLJдx    (2.87)

p1    0

и получаем

р2 _ р^    =    Qaт.    (2.88)

kF

Решая уравнение (2.88) относительно k, получаем формулу для определения проницаемости по газу

k =    2^LQатрат ,    (2.89)

FAp 2

где ^ — вязкость газа; L — длина образца; Q^ — расход газа; рат — атмосферное давление; F — площадь поперечного сечения образца; Ар = р^ _ р^ — перепад давления.

Тогда проницаемость k выражается в м2.

При определении проницаемости пород при движении жидкости через образец пользуются формулой для линейного закона фильтрации Дарси вида

v = - —,    (2.90)

V F

ШЧ» заменяя »„алогич„о v - Q    ф^у    оп.

ределения проницаемости

k = Qv-L FAp '

где Q — объемный расход жидкости; v — вязкость жидкости; F — площадь фильтрации; Ар — перепад давления на образце длиной L.

За единицу проницаемости длительное время была принята единица, соответствующая расходу жидкости в 1 см3/с, вязкостью 1 сП через поперечное сечение образца площадью 1 м2 при перепаде давления 1 ата по длине 1 м. В настоящее время в литературе в качестве единицы проницаемости используется величина, равная 10-12 м2 = 1 мкм2, которая в честь французского инженера А. Дарси называется дарси. Для многих горных пород проницаемость обычно меньше 10-12 м2, поэтому часто пользуются единицей величины, равной до 10-15 м2 (тысячная доля дарси — миллидарси (мд).).

К высокопроницаемым породам относятся пески, песчаники, галечники, конгломераты, пористые и трещиноватые известняки. Глины, глинистые мергели, сланцы и плотные известняки относятся к низкопроницаемым породам, которые могут служить покрышками для газовых месторождений и подземных хранилищ газа. Глины и сланцы обладают довольно высокой пористостью, но проницаемость их крайне низка, так как они состоят из чрезвычайно мелких частиц.

Значение коэффициента проницаемости горных пород определяют в лабораторных условиях по кернам и на скважинах в результате гидродинамических исследований.

Обычно применяют понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости. Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или жидкости). Коэффициент абсолютной проницаемости теоретически не зависит от природы пропускаемой жидкости или газа и характеризует только физические свойства породы.

2.3.2. УСЛОВИЯ НАРУШЕНИЯ ЗАКОНА ДАРСИ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗА

При решении различных задач по фильтрации газа и жидкости, таких как обработка результатов исследований скважин и проектирование разработки месторождений природного газа, применяется двучленный закон, в котором зависимость между градиентом др/дх и скоростью фильтрации v представляется в виде

-ЁЕ = Е v + рv2,    (2.91)

дх k l

где v и Р — соответственно динамическая вязкость и плотность флюида; k и 1 — соответственно проницаемость и макрошероховатость пористой среды.

Двучленный закон (2.91) считался физически наиболее обоснованным, универсальным и справедливым для любых значений скоростей (дебитов), встречаемых на практике. Таким образом, если уже при весьма малых скоростях начинается действие закона (2.91), то тем самым исследования верхней границы применимости закона Дарси теряют см ы сл.

Умножая левую и правую части уравнения (2.91) на ——,

pv 2

получаем выражение двучленного закона в безразмерном виде

Ф = R- + 1,    (2.92)

Re

где ф — коэффициент гидравлического сопротивления,

Ф =Л др;    (2.93)

pv2 дх

Re — число Рейнольдса,

В координатах ф и Re уравнение (2.92) для любых пористых сред представляет единственную кривую (гиперболу). Умножая левую и правую части (2.92) на Re, получаем которая в координатах фRe и Re для любых пористых сред представляет единственную прямую, отсекающую на оси фRe отрезок, равный 1, и тангенс угла наклона прямой и оси Re также равен 1.

Решение уравнения (2.91), как известно, приводит для одномерной прямолинейной фильтрации газа к формуле

р2 - p22 = 3Q + bQ2,    (2.96)

где

2v PPat kF

(2.97)


a


b = ^faiEa! ¦    (2.98)

L и F — соответственно длина и площадь поперечного сечения образца пористой среды; р1 и р2 — соответственно давления на    входе    и выходе    из образца    пористой    среды;    Q —

дебит газа    при    рат;    рат    и    рат — соответственно    давление и

плотность газа при атмосферных условиях.

Тогда (2.96) с учетом (2.97) и (2.98) будет

^ b

Re = Q- .    (2.99)

a

В настоящее время согласно (2.96) рекомендуется обрабатывать результаты исследований кернов и находить значения k и 1.

Если обратиться к истории возникновения формулы (2.91), то первоначально Форхгеймером (1910 г.), предложившим двучленный закон, Линдквистом (1933 г.), М. Маскетом (1937 г.), М.А. Великановым (1945 г), Э.Б. Чекалюком (1947 г.) указывалось, что формула (2.99) справедлива при числах Re выше критических. В дальнейшем двучленный закон в виде (2.91) и (2.92) стал применяться без ограничения пределов его действия, тем самым область применения его была распространена на весь встречаемый диапазон изменения чисел Re.

Е.М. Минскому принадлежит основная роль теоретического обоснования универсальности двучленного закона (2.91) и расширения диапазона его применения. Указывается, что характерной отличительной особенностью фильтрации является то, что квадртатичное сопротивление инерционного происхождения возникает при любых скоростях движения и двучленный закон считается физически наиболее обоснованным и универсальным. Поэтому Е.М. Минский считал, что сама постановка вопроса о наличии двух режимов фильтрации неправомерна, и если уже при весьма малых скоростях начинается действие закона (2.91), то тем самым исследования верхней границы применимости закона Дарси теряют смысл. Одновременно известны многочисленные экспериментальные исследования, проведенные различными авторами, по определению верхней границы применимости закона Дарси. —аз-личными авторами в зависимости от выражения линейного размера в числе Re приводятся формулы, разные по виду, различные диапазоны верхней границы применимости закона Дарси. При этом указывается, что, обрабатывая результаты экспериментальных исследований в координатах 1дф от lg Re, происходит плавное отклонение от закона Дарси, т.е. без четких границ существования различных режимов фильтрации.

Таким образом, наблюдается противоречие: либо справедлив на всем диапазоне изменения чисел Re двучленный закон, либо существует верхняя граница применимости закона Дарси. Раскрыть это противоречие только проведением гидродинамических исследований пористых сред не представлялось возможным. Поэтому для раскрытия этого протворечия и проверки справедливости двучленного закона Ю.П. Коротае-вым был предложен акустико-гидродинамический метод исследований пористых сред (АГДМ). Сущность АГДМ состоит в одновременном измерении при фильтрации гидродинамических и акустических характеристик. При АГДМ исследований наряду с измерением средних значений давлений и расходов определяли общую интенсивность возникающего аэродинамического шума I и распределение его по частотам f на выходе из пористой среды. При фильтрации жидкости акустические характеристики измерялись вдоль всей боковой образующей образца.

Были поставлены и проведены специальные прецизионные экспериментальные исследования многочисленных естественных и искусственных пористых сред с применением АГДМ, характеризующихся различными параметрами k и 1. Для их проведения использовалась специальная экспериментальная установка, которая была модифицирована в целях получения ламинарного потока на входе газа в исследуемый керн.

Исследования с применением АГДМ проводились под руководством Ю.П. Коротаева в широком диапазоне изменения скоростей (расходов), по ряду кернов снималось до 20 — 40 точек4. Обработка экспериментальных исследований осуществлялась как в координатах Др2/Q и Q, так и в безразмерных параметрах ф от Re и ^Re от Re. Специфической особенностью при проведении исследований ставилась задача получения результатов как при малых скоростях фильтрации (а при их обработке иногда требовалось растягивание масштаба по оси скоростей), так и при относительно высоких скоростях, когда имеет место отклонение от закона Дарси.

На практике для определения проницаемости, как известно, исследования проводятся только при малых скоростях или даже всего при одной скорости фильтрации, как это следует согласно инструкции по исследованию кернов. Большинство экспериментаторов при гидродинамических исследованиях пористых сред обращали главное внимание на необходимость получения результатов в широком диапазоне высоких скоростей, а не моделирования условий, встречаемых в промысловой практике. При таком подходе начальный участок удельной индикаторной отсутствует либо может быть легко пропущен.

На получение достоверных значений влияли и выбранные масштабы обработки результатов. Примеры обработки результатов исследований кернов приведен на рис. 2.12. В последующем с учетом высказанных соображений были обработаны результаты практически всех известных в литературе экспериментальных исследований пористых сред, выполненных ранее другими авторами. Например, были дополнительно обработаны результаты исследований кернов, выполненных Г.Ф. Требиным, которые подтвердили полученные рзультаты.

Результаты исследований АГДМ показали, что при малых скоростях фильтрации кроме фона практически отсутствовал аэродинамический шум.

С увеличением скорости фильтрации вначале отмечались отдельные акустические импульсы, возникающие, по-видимому, при турбулентном движении флюида в отдельных поро-вых каналах без нарушения закона Дарси, при дальнейшем увеличении скорости ширина спектра по частотам расширялась и далее оставалась практически неизменной. С ростом скорости фильтрации аэродинамический шум возникает, по-видимому, в реальных пористых средах не одновременно во всех поровых каналах. Вначале избирательно в отдельных

Рис. 2.12. Результаты исследований кериа № 581 АГДН. Проницаемость к = 0,0286 мкм2; макрошероховатость I = 2626Е - 16 м; критический дебит QKP = 71,11 см3/с; i - номер режима; I - общая интенсивность

поровых каналах, число которых растет с ростом скорости фильтрации. Соответственно с этим изменяется получаемая спектральная характеристика, начиная с отдельных акустических импульсов в узком диапазоне, но это еще не отражается на режиме фильтрации.

Начиная с некоторой критической скорости, возникает спектральная характеристика аэродинамического шума, характерная по своей конфигурации только для данной пористой среды. При дальнейшем росте скоростей фильтрации ее конфигурация остается практически неизменной при одновременном росте общей интенсиности шума. С этого момента наблюдается отклонение от закона Дарси. Естественно, турбулентного течения в пористой среде в его обычном представлении, как это наблюдается, например, в трубах, т.е. движения, характеризующегося перемешиванием всего потока в целом при фильтрации, не может возникнуть. Но возникновение аэродинамического шума, с другой стороны, может быть объяснено возникновением в каждом поровом канале турбулентных вихревых течений, характеризующихся наличием пульсационных скоростей во времени.

С помощью АГДМ установлено, что для каждой пористой среды соответствует свое характерное распределение акустических сигналов по частотам. Это позволяет утверждать, что с помощью АГДМ получен новый динамический фильтрационно-акустический параметр, характерный для каждой пористой среды. В нем, по-видимому, находят отражение в интегральной форме пористость, проницаемость, фильтрационные параметры, связанные с отклонением от закона Дарси, микронеоднородность и др.

По всей вероятности, аэродинамический шум при фильтрации как бы отражает игру своеобразного "оркестра", состоящего из набора всех поровых каналов, входящих в образец пористой среды. При этом каждая пористая среда "играет" свою "мелодию" в зависимости от конфигурации распределения пор по размерам m, k, l, укр, других параметров и режимов течения.

Таким образом, вскрыт новый мощный инструмент для изучения внутренней структуры фильтрационных процессов на микроуровне, который дает возможность по-новому подходить к фильтрации газа и жидкости.

При отклонении от закона Дарси дальнейшее увеличение градиента давления сопровождается возникновением и ростом интенсивности ультразвуковых колебаний и самой пористой среды. Это способствует созданию условий для ее по-

Рис. 2.13. Результаты обработки исследований ряда кернов АГДМ:

1 - № 1343; 2 - № 25; 3 - № 1346; 4 - № 1207; 5 - № 9125; 6 - 1360

следующего разрушения. Таким образом, с влиянием акустического шума связано разрушение пласта и вынос песка при эксплуатации скважин. Отсюда следует вывод, что для обеспечения надежной эксплуатации скважин без разрушения пласта их следует эксплуатировать при технологических режимах, не превышающих критический (энергосберегающий) дебит, т.е. максимальный дебит при отсутствии акустических колебаний пористой среды. Энергия акустических колебаний пропорциональна энергии, расходуемой на нарушение закона Дарси.

Отдельные интервалы спектральной характеристики шума, образуемого при фильтрации газа в пористой среде, отражают колебания газа в порах, другие соответствуют колебаниям самой пористой среды. Развитию этих работ посвящены исследования В.М. Романовой, установившей характерные час-

тоты, характеризующие деформацию пористых сред. ах определение представляет большой интерес для практики.

Результаты проведенных исследований четко показали, что при обработке в координатах ^Re и Re практически каждая пористая среда имеет свое критическое значение ReK^ которое соответствует верхней границе применимости закона Дарси. При этом в диапазоне изменений Re < Re^ справедлив закон Дарси, при котором практически еще отсутствует аэродинамический шум.

При Re > Re^ наблюдается отклонение от закона Дарси, сопровождаемое одновременно резким повышением интенсивности аэродинамического шума.

На рис. 2.13 представлены в координатах ^Re и Re результаты обработки экспериментальных исследований различных пористых сред. Полученные экспериментальные зависимости между ф и Re или ^Re и Re. могут быть при Re > Re^ представлены в виде

^екр max

Рис. 2.14. Зависимость гидравлического коэффициента сопротивления трения ф от числа Re при различных режимах фильтрации:

1 — закон Дарси; 2 двучленный закон ReK? = 0; 3 —10 — трехчленный закон, Re соответственно равно 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; 0,7; 0,9; 11 — закон Шези — Краснопольского, Re = 1,0

1    pRe^

Ф -- -“T2 + P    (2.100)

Re Re

или

Reф = 1 — PRe^ + pRe,    (2.101)

где p — постоянный коэффициент.

«ависимости (2.100) и (2.101), предложенные Ю.П. оротае-вым,    названы,    в отличие от (2.92) и (2.95), трехчленным законом.    «начение    P изменяется для различных кернов,    но    в пер

вом приближении можно принять P г 1. При малых скоростях фильтрации, когда Re < ReK^ справедлив закон Дарси

-& V

эх    к

или

ф = 1/Re;    (2.103)

фRe = 1.    (2.104)

При Re > Reкp из (2.100) получим

tfv2.    (2.105)

— - k V    VIBV + г*-2

эх    k I


На рис. 2.14 показана зависимость ф от Re согласно (2.100), а также двучленному закону и законам Дарси и Ше-зи — раснопольского.

Проведенные исследования четко показали, что эффективно обработку результатов осуществлять в безразмерных координатах фRe и Re (см. рис. 2.13). Тогда при Re < Re^ справедлив закон Дарси (2.104), которому соответствует горизонтальная прямая, параллельная оси Re и отсекающая на оси фRe отрезок, равный единице.

В е л и ч и н а Re^ я вл я е т с я н о в ы м в а ж н ы м г и д р о г а -з о д ин ам ич е с к и м п ар ам ет р о м , п р е дш е с тв ую щ и м н ач ал у г е н е р а ц и и з ву к а , и к аж д о й п о р и с т о й с р е де с о о тв ет с тв уе т с в о е к р и тич е с к о е з на ч ен и е ReK^ соответствующее верхней границе применимости закона Дарси. «начение Re^ (или критическая скорость укр, или критический дебит Окр) для всего диапазона встречаемых пористых сред изменяется от значений, близких к 0, до 1.

При Re > Re^ имеет место генерация звука в пористой среде, и фильтрация подчиняется закону (2.101).

Данные обработки результатов исследований ряда кернов подтвердили справедливость (2.101) и (2.104). Заметим, что двучленный закон, имеющий вид

ф Re = 1 + Re,    (2.106)

не был подтвержден ни по одному из исследованных многочисленных кернов, он является верхним асимптотическим приближением для реальных пористых сред, а второй нижней асимптотой является закон Шези— раснопольского

ф = 1.    (2.107)

Таким образом, фильтрация всех реальных пористых сред осуществляется по линейному закону и между верхней и нижней асимптотами (2.106) и (2.107) (см. рис. 2.14).

Минимальное значение Re, когда начинается квадратичный закон Шези— раснопольского равно максимальному значению Re^ max = 1.

В заключение отметим, что Ю.П. Коротаевым и М.Б. Панфиловым были проанализированы экспериментальные исследования пористых сред, имеющиеся в отечественной и зарубежной литературе, их результаты представлены на рис. 2.15. Во всем диапазоне изменения ^^Re) при фильтрации газа или жидкости выделяются три зоны: I соответствует ламинарному течению, где отсутствует акустический шум; II и III — турбулентно-вихревому и развитой турбулентности, сопровождаемым генерацией шума различной интенсивности.

Рис. 2.15. Обобщение экспериментальных данных законов фильтрационного сопротивления

При этом в зоне ламинарных течений при Re < ReK^ как показывает анализ всех имеющихся отечественных и зарубежных исследований, нет однозначной зависимости ^(Re), соответствующей закону Дарси, а диапазон возможных течений оказывается в этом интервале достаточно широк, что отражается на существовании кривых четырех типов: 1    —

кривая ламинарного безынерционного течения (закон Дарси);

2 — кривая ламинарного инерционного течения (с наличием срЮ , что, в частности, связано с наличием жидкости в пористой среде); 3 — кривая смешанного ламинарно-вихревого течения (двучленный закон); 4 — кривая полностью вихревого течения.

Наибольший интерес, исходя из условий эксплуатации нефтяных и газовых скважин, представляют зоны умеренных чисел —ейнольдса I и II.

В случае кривой 3 имеется единая зона I + II, в которой выполняется двучленный закон, которая не подтверждается экспериментально, так как во всех рассмотренных работах зона I в этом случае либо вообще не исследовалась, либо в нее попадали 1—2 точки. Предстоит дальнейшее изучение кривых 1—4.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ РАЗВЕДКИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ОПЫТНОЙ И ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА

2.1. ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ, ПРОГНОЗНЫЕ РЕСУРСЫ И РАЗВЕДАННЫЕ ЗАПАСЫ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Ресурсы и запасы природного газа и конденсата обладают товарной стоимостью и возможным рентным доходом, который является мерой оценки эффективности промышленного освоения месторождений в условиях рынка и налогового регулирования и определяется как разность между стоимостью реализуемой продукции в действующих ценах и совокупными расходами по ее извлечению. В условиях лицензионноконкурсного подхода ресурсы могут обеспечивать дополнительный доход в форме аренды и аванса на стадиях проведения поисковых и разведочных работ на момент подсчета технико-технологических возможностей и положительной величины рентного дохода при соблюдении требований о х -раны недр и экологии.

Начальные потенциальные ресурсы природного газа подразделяются на традиционные и нетрадиционные (рис. 2.1). Первые из них относятся к категории в основном извлекаемых при современном уровне техники и разведанных полностью или лишь частично. Вторые практически не разведаны, без применения новых технологий. Их относят к категории нерентабельных. Начальные традиционные ресурсы подраз-

Рис. 2.1. Номенклатура ресурсов природного газа

деляют на извлеченные (накопленную добычу) и текущие ресурсы, количество которых непрерывно возрастает.

Текущие ресурсы — это общее количество природного газа в недрах, включая промышленные запасы газа, содержащиеся до начала разработки в известных месторождениях, в том числе разведанные и неразведанные, а также перспективные и прогнозные ресурсы.

Потенциальные ресурсы природного газа заключены во вмещающих породах и скопились там в результате геологических и геохимических процессов, происходящих в земной коре как в осадочном чехле, так и в более глубоких слоях, включая трещиноватый кристаллический фундамент Земли. Запасы — это, как правило, извлекаемая часть ресурсов залежи, целесообразность извлечения которых определяется существующими на момент подсчета технико-технологическими возможностями и положительной величиной рентного дохода при соблюдении требований охраны недр и экологии.

Количественные оценки ресурсов периодически пересматриваются, как правило, в сторону их увеличения.

Разведанные запасы используются для определения уровней добычи газа и конденсата при проектировании разработки месторождения.

Для единообразия оценки и учета ресурсов и запасов газа проводится их утверждение в Государственной комиссии по запасам согласно действующей в настоящее время классификации ресурсов и запасов нефти и горючих газов [1].

Категории запасов — наиболее общий интегральный показатель степени их изученности и достоверности и в меньшей степени подготовленности залежи или ее части к разработке, а также определения коэффициентов газо- и конден-сатоотдачи.

При подсчете запасов углеводородов (УВ) их относят к категориям А, В, С1 и С2.

Категория А — разрабатываемые запасы, детально разведанные и установленные данными опытно-промышленной эксплуатации залежи или ее части, разбуренные эксплуатационной сеткой в соответствии с проектом разработки.

Категория В — разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектом ОПЭ.

Категория С1 — запасы залежи, полностью или частично разведанной, газоносность которой установлена на основании полученных по скважинам промышленных притоков газа, в том числе и при получении промышленного притока хотя бы по одной скважине и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Категория С2 — неразведанные, предварительные запасы, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и аналогично с изученной частью залежи. Эти запасы используются для определения перспектив месторождения, проведения на нем разведочных работ и частично для проектирования разработки.

Как правило, подсчет запасов газа проводится в три этапа:

1. Оперативный подсчет запасов по данным первых поисковых и разведочных скважин. Он является обычно основанием для составления проекта доразведки или опытной либо опытно-промышленной эксплуатации.

2.    Подсчет запасов по данным разведочного бурения или же опытной и ОПЭ с утверждением его в ГКЗ. Эти запасы служат основанием для составления проекта ввода в промышленную разработку залежи. Соотношение категорий при этом должно удовлетворять действующим инструкциям.

3.    Подсчет и уточнение запасов, в том числе и по падению давления в процессе разработки залежи с учетом данных эксплуатационного бурения и эксплуатации скважин.

Для газоконденсатных залежей подсчитываются запасы стабильного конденсата (С5+). При значительном содержании в газе С2Н6, С3Н8 и С4Н10 подсчитываются также запасы каждого из этих компонентов, а также Не, Н28 для их последующего выделения и переработки.

В то же время в реальных неоднородных по коллекторским свойствам газовых и газоконденсатных месторождениях для установления достоверных извлекаемых запасов (т.е. определения обоснованных значений коэффициентов газо- и конденсатоотдачи залежи) недостаточно знаний категорийно-сти запасов А+В + С1. Требуется составление более детальных моделей залежей, в частности необходимо знание распределения запасов по проницаемости с учетом водонасы-щенности и предельных значений начального фильтрационного сопротивления НФС, препятствующего фильтрации газа из-за наличия жидкости и других причин. Такой подход позволяет строить модели месторождений, приближающиеся к реальным условиям, и выбирать наиболее эффективную и надежную систему разработки, обеспечивающую повышенные значения газо- и конденсатоотдачи. Этому в значительной мере способствует опережающее бурение эксплуатационных скважин, увеличивающее необходимую информацию о залежи, что повышает надежность добычи газа при энергосберегающих технологиях.

Для оценки потенциальных возможностей газоносных провинций на основе геолого-геофизических представлений определяются перспективные и прогнозные ресурсы, подразделяемые на категории Д0, Д1 и Д2.

Категория Д0 представляет перспективные извлекаемые ресурсы ловушек, подготовленных к поисковому бурению, продуктивность которых доказана на соседних площадях.

Категория Д1 - это прогнозные извлекаемые ресурсы газа на локализованных и нелокализованных объектах нефтегазоносного региона, газоносность которых доказана на залежах данного региона. Ресурсы категории Д1 являются основанием для проведения региональных геолого-геофизических исследований и бурения параметрических скважин.

Категория Д2 соответствует прогнозным извлекаемым ресурсам нефтегазоперспективного региона, продуктивность которых предполагается по аналогии с соседними регионами.

Перевод прогнозных ресурсов в запасы промышленных категорий производится исходя из необходимости их последующего потребления, наличия средств на поиски и разведку будущих месторождений, с учетом их окупаемости при последующей эксплуатации. Расчет перевода прогнозных ресурсов в запасы промышленных категорий с оценкой предполагаемой добычи газа составляется до проекта разведки региона.

При прогнозе добычи газа обычно ограничиваются лишь традиционными ресурсами или даже только разведанными (достоверными) запасами газа, что приводит к занижению возможностей по использованию природного газа. Предлагается при рассмотрении долгосрочного прогноза добычи газа и ТЭБа в целом учитывать категории нетрадиционных ресурсов природного газа, которые можно отнести к новой категории ресурсов Д3. Размеры этих ресурсов превосходят ре-

Таблица 2.1

Оценка мировых традиционных и нетрадиционных ресурсов природного газа

Виды ископаемого источника

Объемы ресурсов, трлн. м3

Доказанные запасы Традиционные ресурсы

В плотных низкопроницаемых коллекторах В угольных пластах В низкопроницаемых сланцах

ИТОГО: свободного газа в осадочном чехле земной коры

(категория I)

Газ, растворенный в воде В зонах гидратообразования

ИТОГО: газа, растворенного в воде и в виде гидратов (категория II)

Свободный газ в фундаменте (категория III)

140

400-650

600-3300

100-350

690-730

1790-5030

34-103

(12-22)-104

(15-25)-104

11106

сурсы всего ископаемого топлива и показывают, что на смену эпохи угля пришла эпоха нефти. Так, сегодня в нашей стране наступила более эффективная энергетическая эпоха -эпоха природного газа или, как ее еще называют, "эпоха метана", которая будет определяющей в следующем столетии [2, 3].

С учетом этих соображений и того, что природный газ сегодня в России стал главным и основным энергоисточником, целесообразно создание новой специальной классификации запасов природных газов и конденсата, перспективных и прогнозных традиционных и нетрадиционных ресурсов горючих газов.

В табл. 2.1 приведена оценка мировых традиционных и нетрадиционных ресурсов природного газа [4].

2.2. МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ ГАЗА И КОНДЕНСАТА

В настоящее время в практике разведки и разработки газовых месторождений подсчет запасов газа осуществляется как объемным методом, так и по падению давления.

Наиболее распространен объемный метод, поскольку им можно пользоваться на любой стадии разведки и разработки месторождения. Основа метода - определение геометрических размеров газоносной части пласта, параметров газа и порового пространства по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин и лабораторным исследованиям кернового материала.

Получение достоверных параметров для подсчета запасов объемным методом обычно обусловливает бурение значительного числа разведочных скважин с отбором керна из продуктивных пластов. Для неоднородных, карбонатных и трещиноватых коллекторов определение параметров применяемыми в настоящее время обычными геофизическими методами и по кернам представляет большую трудность. При этом основная трудность состоит в определении эффективных пористости и толщины пласта или их произведения, которое называют коэффициентом емкости коллектора. Как известно, эффективные толщина и пористость определяются для песчаных коллекторов методами промысловой геофизики и лабораторными исследованиями кернов.

В первых разведочных скважинах указанными методами практически не удается для всей газоносной площади в достаточной степени достоверно определить эффективные пористость и толщину даже и в пластах, представленных песчаными коллекторами, и дать правильную оценку запасов, что совершенно необходимо уже в самом начале разведки для планирования разведочных работ, опытной эксплуатации и своевременного обустройства промыслового хозяйства. Если коллекторы представлены трещиноватыми или кавернозными породами, определить с нужной точностью объем пустот, заполненных газом, по кернам при современной технике проведения этих работ не представляется возможным, поэтому необходимо применять специальные методы исследований в работающих скважинах, некоторые из которых б ы -ли изложены в работах [5, 6].

Широкое использование для определения коэффициента емкости коллектора гидродинамических методов исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации и проведение специальных акустико-гидродинамических и термометрических методов исследований, проводимых в работающих скважинах, значительно расширяют возможности объемного метода подсчета запасов газа.

В последнее время в качестве контрольного или самостоятельного метода применяется также подсчет запасов газа по падению давления при опытно-промышленной эксплуатации и разработке месторождения, особенно когда исходных данных для объемного метода недостаточно. При этом подсчет запасов газа по падению давления отражает (при правильном его применении) все реальные особенности месторождения.

Основной задачей в этом случае являются правильность определения средневзвешенного давления по объему порового пространства и точный учет количества добываемого газа. Для точного определения средневзвешенного давления по объему порового пространства, как и в объемном методе, необходимо установить распределение коэффициента емкости коллектора по пласту.

Многопластовые газовые месторождения могут быть подразделены на два основных вида: к первому относятся такие месторождения, в которых начальные пластовые давления в каждом из пластов примерно соответствуют давлению гидростатического столба воды; ко второму виду относятся те, в которых начальное давление в горизонтах отличается на давление, соответствующее весу столба газа. В этом случае еди-50 ная залежь разделена по высоте перемычками, при помощи которых горизонты могут сообщаться или быть изолированными.

На многопластовых месторождениях первого вида, когда проводится опытная эксплуатация каждого в отдельности горизонта, по методу падения давления можно получить довольно точные результаты. Кроме того, для определения запасов осуществляется и специальный переток газа. Для месторождений второго типа или при соответствующих перетоках газа между пластами задача усложняется.

На Шебелинском месторождении, например, задача подсчета запасов осложнялась еще сильной тектонической и стратиграфической раздробленностью месторождения. В связи с этим все месторождение было разбито на ряд блоков (по основным тектоническим нарушениям) и метод падения давления был применен непосредственно на каждом блоке. Были предложены также другие приемы, которые рассмотрены ниже. Подсчет запасов газа по методу падения пластового давления весьма прост, когда месторождение представляет собой единый, хорошо проницаемый резервуар, в котором отбор газа происходит без наступления краевых или подошвенных вод. Для многопластовых месторождений и особенно при блоковом или линзовидном строении залежей необходимо учесть степень взаимодействия между отдельными блоками, линзами или горизонтами в процессе эксплуатации скважин.

Существенным недостатком метода при современной технике измерения давления и дебитов является, кроме того, необходимость отбора значительного количества газа из залежи для достижения заметного снижения давления, превышающего погрешности при измерениях. В связи с этим метод падения давления, как правило, при разведке не применяется и используется лишь в процессе опытно-промышленной эксплуатации месторождения для уточнения запасов. Это потребовало разработки специального метода подсчета запасов по данным эксплуатации одной скважины - так называемого метода подсчета запасов газа по удельным объемам дренажа.

2.3. ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА И КОНДЕНСАТА

2.3.1. ПОДСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ (ПЛАСТОВЫХ)

ЗАПАСОВ ГАЗА

Запас газа в пласте, приведенный к стандартным условиям, подсчитывается исходя из геометрии порового пространства и характеристики газа.

Для элемента пласта dV согласно уравнению состояния реального газа имеем

dQ = РстГстШа dV    (2.1)

рстТ

или

dQ =    dQ,    (2.2)

рстz

где dQ = madV; dQ — запас газа в элементе газоносности пласта объемом dV, приведенный к рст = 0,103 МПа и Гст = = 293 К; р — пластовое давление, МПа; Т — пластовая температура, К; z — коэффициент сверхсжимаемости при р и Т для данного состава газа; m — пористость; а — коэффициент газонасыщенности; d Q — объем порового пространства в элементе пласта dV.

m, р, T, z и а — величины переменные как по толщине, так и по площади залежи. Это особенно необходимо учитывать в неоднородных коллекторах и залежах с большим этажом газоносности.

Запасы газа, приведенные к стандартным условиям, определяем путем интегрирования уравнения (2.1) в пределах от 0 до Q и от 0 до V:

Q    V

f dQ = —ст f pma dV,    (2.3)

0    рст 0 Tz

где Q — запас газа при рст и Гст; V — объем пласта, занятый газом.

Из формулы (2.3) видно, что для определения запасов необходимо интегрирование по объему комплекса входящих величин. Интегрирование по объему можно заменить двойным интегрированием по площади газоносной части пласта F и эффективной толщине пласта h:

Q =    !сг f f pma dFdh,    (2.4)

Рст 0    0 Tz

где dF, dh — соответственно площадь и эффективная толщина элемента газоносного пласта dV.

Подсчет запасов по формуле (2.4) даст наиболее достоверные значения запасов газа. При этом для применения формулы (2.4) могут быть использованы численные методы с учетом конкретных специфических условий каждого месторождения.

До настоящего времени вместо формулы (2.4) запасы газа на практике подсчитывают по формуле

q =    ^ _Рс^ а т h f,    (2.5)

p T 7    ср ср ср    '    >

ст ср ср

в которой рср, 7ср, Гср, аср принимаются постоянными и берутся исходя из средних значений, путем осреднения по толщине и площади каждого параметра в отдельности. Для каждой скважины h определяется по кернам и данным электрического, радиоактивного или термокаротажа, или опробования. Все продуктивные пропластки при большой общей толщине пласта суммируются.

Значение средневзвешенной по площади эффективной толщины находится обычно из карт равных эффективных мощностей (карт изопахит) по формуле

F

f hdF

Кр = ^    (2.6)

или

n

2 hrf

h =    -,    (2.7)

F

где Fi — площадь участка пласта, ограниченная между двумя соседними изопахитами; hi — средняя эффективная толщина, соответствующая площади F, определяемая как среднее арифметическое между двумя соседними изопахитами; i от

1 до п — число изопахит.

Для определения средневзвешенной эффективной пористости тср вначале находят ее значения по данным геофизики или кернам для каждого отдельного продуктивного пропласт-ка и далее ее осредняют по толщине для каждой скважины по формуле

f mdh 2 mihi 0_ _ i = l_

h    h ¦    (2'8)

h    h

где mi и hi эффективные пористость и толщина для про-пластка в данной скважине; i от 1 до п — число продуктивных пропластков.

Полученные    по    каждой    скважине    значения    средневзвешенной по толщине пласта    пористости    m' служат исходными

данными для построения карт равной пористости, по которым определяется средневзвешенное значение пористости по объему m^ по формуле

F    n

f m'dF    2 miFi

m = ^-,    (2.9)

ср F F где Fi — площадь участка пласта с пористостью m'.

Для трещиноватых коллекторов в формулы (2.8) и (2.9) вместо пористости входит трещиноватость. При одновременном наличии пористости гранулярной m^ и вследствие трещиноватости штр вместо mi в формуле (2.8) находится общая пустотность m согласно формуле

трл 2

100

где х1 и х2 — процентное содержание пород, соответственно характеризующихся гранулярной пористостью и трещиноватостью в данном продуктивном пропластке.

Средневзвешенное значение по толщине коэффициента газонасыщенности находим по формуле

n

f adh    2    ah

о_ _ i=1_

(2.10)

h    h

Далее строим карту а' и определяем из нее аср:

Fn

f а' dF 2 a'F

а = ^-.    (2.11)

ср    F    F

Значение газонасыщенности для каждого пропластка а i определяется по данным геофизики или анализа кернов в зависимости    от    проницаемости    для    различных    коллекторов.

Отметим, что газонасыщенность    а —    величина,    обратная во-

донасыщенности ав.

Средневзвешенное значение 7^ находим аналогичным образом как Шср и а ср, когда между продуктивными пропласт-ками имеются    непродуктивные.    При    этом    для    установления

изменения    температуры по    глубине    используется    формула

геотермического градиента с линейной зависимостью изменения T(h). Когда продуктивный пласт единый и большой по толщине, то средневзвешенная температура по толщине для каждой скважины

h

0Tdh    h

T' = 0- = T„ + Г-,    (2.12)

h    2

где T = Тк + Г—; Гк — температура у кровли пластов, К; Г — геотермический градиент, °С/м; h — эффективная толщина пласта.

Далее строим карту равных температур Г', по которой находим

P    n

f T'dP    2 Tf'p

T = 0- =    -.    (2.13)

ср    P    P

Вместо формул (2.12) и (2.13) для определения Гср можно использовать структурную карту по кровле продуктивного пласта. Для этого вначале строим график изменения T(h) в абсолютных отметках глубины от высшей точки кровли пласта до контура газоносности, по которому определяем температуры, соответствующие каждой изогипсе, и наносим их значения на структурную карту.

Далее для пластовой залежи, когда толщина пласта меньше расстояния между изогипсами,

n

2 t,p,

T = ^-,    (2.14)

ср    P    '    '

где Ti — температура на i-й изогипсе.

Для массивной залежи большой толщины средняя температура

nn

F12 T, + P22 Ti + ... +PnTn

T = —i=*-if1-.    (2.15)

ср    n    n—1    v

2 Pi + 2 Pi + ... +Pn

1=1    i=1

Для пластовой залежи большой толщины при различных участках необходимо применять формулы (2.14) и (2.15).

Большое значение должно быть уделено правильному определению в формуле (2.5) средневзвешенного по объему порового пространства давления рср, которое можно найти по формуле

Q

f pdQ

p = ^-.    (2.16)

1    ср Q    '    '

В последнее время рср при определении начальных запасов газа находят из карт начальных истинных пластовых давлений (изобар), приведенных к середине толщины пласта, когда величина mha/T постоянная, по формуле

f Pdp 2 pp p =    0- = ^-.    (2.17)

ср    P    P

При построении карт изобар особое внимание следует обратить на то, чтобы исходные данные пластовых давлений были получены после практически полной стабилизации давления и    температуры в    пласте. При    расчете    пластовых    давлений по    устьевым, т.е.    когда нет возможности    получить их

непосредственными глубинными измерениями, следует учитывать наличие столба жидкости на забое и изменение плотности по стволу скважины для газоконденсатных месторождений.

Поскольку начальная карта изобар для единой залежи соответствует структурной, это значительно облегчает методику расчетов с предварительным вычислением давлений, соответствующих каждой изогипсе, по барометрической формуле и температуры по геотермическому градиенту.

Вместо раздельного определения рср аналогично можно найти рсрсргср по площади путем построения карт (p/Tz),-, или объему порового пространства.

При большой    толщине пласта и значительном    числе продуктивных    пропластков методика определения    рср    по    форму

ле (2.16) состоит в следующем. Сначала находим средневзвешенное давление по удельному объему порового пространства для каждой скважины по формуле

n    -

2    p,m«А —

p’ = п-t-L.    (2.18)

2 m, a,h, —

i=1    !    T,

Далее строим карту значений р' и из нее находим средневзвешенное давление по объему порового пространства для всего пласта:

П

F

(2.19)

Р.


ср


Величина z^ в формуле (2.5) определяется на основании состава газа (плотности газа), рср и Гср по известным графикам рКр ( р), ГКр ( р) и z^, Гпр).

Приведенный анализ применяемой в настоящее время формулы (2.5) показывает, какой большой объем вычислительных и графических работ необходим для правильного определения параметров, который в то же время не исключает ошибок, обусловленных применением формулы (2.5), так как в ней предусматривается раздельное осреднение каждого параметра вместо интегрирования комплекса величин, как это следует из формулы (2.4). Поэтому для любых залежей и особенно для месторождений с большим этажом газоносности точное определение запасов возможно при пользовании формулой (2.4).

Методика определения запасов по формуле (2.4) состоит в следующем. Для каждой скважины сначала определяем удельные запасы газа:

h

П

где i от 1 до п — число продуктивных пропластков в скважине.

Далее наносим полученные значения AF на карту и определяем площади, соответствующие каждому значению AF, и окончательно запасы газа для пласта в целом находим по формуле

F

П

(2.21)

где i от 1 до п — число участков, соответствующих определенному значению AFi.

Таким образом, с целью получения достоверных запасов объемным методом необходимо применять формулы (2.20) и (2.21) вместо формулы (2.5).

2.3.2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ С ОПРЕДЕЛЕНИЕМ ПАРАМЕТРОВ ПО ДАННЫМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

При подсчете запасов объемным методом наибольшая трудность состоит в определении величин m, h и а, которые находятся по кернам и геофизическим методам, причем приемлемые результаты, как правило, можно получать только для песчаных коллекторов. Для карбонатных и трещиноватых коллекторов эти методы обычно не дают достоверных результатов.

Впервые для подсчета запасов газа разработана и проверена на практике по Шебелинскому, Коробковскому и другим месторождениям предложенная и разработанная методика определения коэффициента емкости коллектора, равного mha, по кривым нарастания давления [5 — 7]. Преимущество этой методики заключается в том, что она не нуждается в отборе образцов керна из газоносного пласта и проведении промыслово-геофизических исследований и одновременно характеризует не точечные, а среднее проинтегрированное значение mha вокруг скважины. Вместе с тем обеспечивается не меньшая, а часто большая точность определения коэффициента емкости коллектора mha уже при испытании первых разведочных скважин независимо от типа коллектора (пористого, трещиноватого, кавернозного). Коэффициент емкости коллектора определяется по формуле

mha = 7,840 2(^Рпл.    (2.22)

Таким образом, при использовании всего двух формул (2.20) и (2.21), в которые входит mha, вместо формулы (2.5), и последующем определении параметров по формулам (2.6) —

(2.19) не только значительно облегчается методика подсчета, но и возможно получить более достоверные значения запасов газа, так как нетрудно доказать, что раздельное осреднение параметров в формуле (2.5) вместо осреднения произведения переменных по формулам (2.20) и (2.21) может привести к существенным ошибкам.

Для примера покажем ошибки осреднения значения mh. Возьмем пласт, состоящий из двух участков равной площади, который в первом случае имеет на первом участке m, = 0,2; hj = 10; F, = 1 и на втором участке m2 = 0,1 и h2 = 5. При

раздельном осреднении согласно формулам (2.6) и (2.9) имеем mcp = 0,15, hcp = 7,5 и mcphcp = 1,12.

При совместном осреднении произведения имеем

F



ср


0,2-10-0,15 =


т.е. при раздельном осреднении занижаем значение mh на 10 % от фактической.

Если же возьмем для первого участка m, = 0,2, hj = 5, а для второго участка m2 = 0,1 и h2 = 10, тогда при раздельном осреднении имеем те же m^h^ = 1,12, а при совместном осреднении произведения для (mh)^ = 1, т.е. при раздельном осреднении завышаем mh на 12 %.

Величина Лк, входящая в формулу (2.22), изменяется в широких пределах от 100 до 900 м в зависимости от характеристики пористой среды. Для предварительной оценки можно использовать формулу

(2.23)

где Лк — радиус контура; к — проницаемость; рпл — пластовое давление; ^ — абсолютная вязкость газа; t — время нарастания давления.

Проницаемость к в формуле (2.23) оценивается по результатам исследований скважин или кернов; пористость m устанавливается по кернам или по общегеологическим соображениям.

Примеры проведенных сопоставлений величин mha, полученных по формуле (2.22) и геофизическими методами по скважинам Шебелинского месторождения, приведены в работе [8] и показали вполне приемлемую сходимость результатов. В последующем сравнение подсчета запасов по падению давления в трещиноватых коллекторах и объемным методом с определением значения mha по кривым нарастания показало хорошее совпадение.

Методика подсчета запасов газа при определении mha по гидродинамическим исследованиям состоит в следующем. По каждой скважине определяем mha, рпл и Гпл, приведенные к середине толщины пласта, по которым находим соответствующее значение z. Комплекс этих параметров дает нам средневзвешенную по толщине величину AF для данной скважины:

A = Рплmha F    Tz    '

Далее запасы газа находим по формуле (2.21).

Для определения запасов газа при равномерном расположении скважин можем поступить следующим образом. Преобразуем формулу (2.22) к виду

Q = nmhaR2 = 7,7-10 2°Рпл

РР1

который соответствует объему порового пространства, приходящемуся на данную скважину. Далее определяем для каждой скважины р, Т и z, после чего запасы газа находим по формуле

nT R2 П + Р mha\

°з = St Э ^T^-I,    (224)

где п — число скважин.

Заметим, что из карты равных mha эффективный объем порового пространства можно определить по формуле

2.3.3. ПОДСЧЕТ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ

Извлекаемые запасы газа отличаются от пластовых на значение коэффициента газоотдачи, представляющего собой отношение извлеченного количества газа QH к общему количеству газа Q в пласте до начала эксплуатации, т.е.

П = QH/Q = 1-Q./Q,

где Qо — остаточный запас газа в пласте.

Коэффициент п зависит от остаточного давления в пласте, режима работы месторождения, сжимаемости пласта в процессе разработки, выпадения жидкости в пласте, поступления дополнительного количества ее, утечек газа и других факторов.

Остаточное давление в пласте при существующих методах эксплуатации соответствует устьевому давлению, равному 0,1013 МПа. Тогда остаточное пластовое давление

где

z T

ср ср

Если коэффициент п зависит только от остаточного давления в пласте, то

П = 1—^2,    (2.25)

z о Р

где zо — коэффициент сверхсжимаемости при ро и Т, обычно равен единице. Из формулы (2.25) видно, что чем выше р, тем больше величина п. Например, при начальном пластовом давлении р = 1,0 МПа п = 0,9 и при р = 10,0 МПа п = = 0,99.

Формула для подсчета извлекаемых запасов газа имеет окончательный вид:

QH = !ст / jW Р - Ро] dF dh = Ьт / f^ERdFdh.    (2.26)

Рст 0 0 T , z z о /    Рст 0 0 Tz

Методика подсчета запасов по формуле (2.26) та же, что и по формулам (2.20) и (2.21).

Вместо формулы (2.26) на практике в настоящее время применяют формулу

Q, = Р- m„^+Р - -Р°) hpJF,    (2 27)

Нст    1 ср 'к    о    /

недостатки которой по сравнению с (2.26) те же, что и формулы (2.5) по сравнению с (2.4).

Приведенные формулы справедливы для неизменного объема порового пространства и состава газа в процессе всего периода эксплуатации при газовом режиме для несжимаемого пласта.

Для водонапорного режима коэффициент газоотдачи будет также зависеть и от количества защемленного газа, которое в свою очередь зависит от характеристики пласта, темпа разработки, расположения скважин на структуре, дебитов и других факторов (гл. 4, 7).

В трещиноватых и неоднородных коллекторах количество защемленного газа может быть значительным. Количество защемленного газа увеличивается также за счет сжимаемости пласта и выпадения конденсата в газоконденсатных месторождениях в процессе разработки. Обычно коэффициент газоотдачи колеблется в широких пределах от 0,15 до 0,99.

Поэтому принимать п = 1 недопустимо, так как это может привести к значительному завышению извлекаемых запасов газа.

Изменение объема порового пространства за счет сжимаемости пласта можно оценить по формуле

ао    Ро

f dQ = Q^ f dp или a-Q° = ЁЦр - Ро),

a    m    p    Q    m '    '

где Q — начальный объем порового пространства; m — начальная пористость пласта; вс = 10-5 — коэффициент объемной упругости пласта.

Так как величина вс мала, то практически для большинства месторождений, представленных гранулярными коллекторами, сжимаемость пласта незначительно отразится на объеме порового пространства. Например, примем m = 0,2, р—ро = =    20,0    МПа,    вс    = 10-5, тогда (Q —    QJ/Q =    0,01,    т.е. изменение    составляет    всего    1 %. Для    трещиноватых    коллек

торов, обладающих значительно меньшей пористостью (пустотностью), сжимаемость пласта может достигнуть большого значения, например при m = 0,02 для приведенных данных (Q — ао)/а = 0,1, т.е. 10 %. Строгой зависимости между изменением объема порового пространства и коэффициентом п не выявлено.

В общем виде формула извлекаемых запасов газа имеет вид

T F h + .

Qh    = Lr    f f mna(p    - ро'dFdh..    (2.28)

рст    0    0 Lz -z    zо 0

Для практического использования формулу (2.28) приводим к виду

F    n

Qu = ^ f AFdF - Тст 2 AfF ,

рст 0    рст 1    1

где Afi каждой скважины определяется по формуле

h

= f ^а гп + Рн - Ро.0 dh » 2 m^а Tini + Рн - Ро.0

0 Тн Iz н z о0    i = 1 ТШ Iz н z о0

2.3.4. ПОДСЧЕТ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ И ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА И КОНДЕНСАТА НА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

В приведенных формулах не учитываются изменение состава газоконденсатной смеси и выпадение конденсата при снижении давления от р до ро.

Количество конденсата в газоконденсатной залежи вычисляется на основании лабораторных исследований на газокон-денсатность и запасов газа, определенных по формуле (2.5). Для этого определяют содержание конденсата в 1 м3 газа при начальных и конечных пластовых условиях. Зная количество конденсата в 1 м3 газа, можно определить запасы конденсата при данных условиях. С уменьшением пластового давления извлекаемый запас конденсата уменьшается, так как определенное количество конденсата выпадает в порах пласта и является практически неизвлекаемым. Объем ю, или масса конденсата в 1 м3 газа, определяемый путем перевода в газообразное состояние, определен для ряда месторождений.

При наличии конденсата в газе и известном коэффициенте ю можно объемным методом подсчитать и запасы конденсата для газоконденсатных месторождений.

Коэффициент ю определяется по формуле

ю = -?^22,41^,

Мк    273

где рк — плотность конденсата, кг/м3; Мк — молекулярная масса конденсата, кг/моль.

При подсчете извлекаемых запасов газа в газоконденсатных месторождениях для эксплуатации без поддержания давления наряду с учетом защемления газа вследствие выпадения конденсата необходимо также учитывать изменение состава газа, поступающего к потребителю, по сравнению с пластовым газом. Для этого воспользуемся уравнением баланса, которое запишем в единицах    массы в виде

G    +    ё    = G    G    G

^иг    '    ^"ик    ^иг    ^ог    ^ок'

где индексы "и", "н", "о" соответственно относятся к извлекаемым, начальным и остаточным запасам, а индексы "г" и "к" — к газу и конденсату.

Рассмотрим оценочную методику подсчета извлекаемых запасов газа и конденсата при газовом режиме, пренебрегая сжимаемостью пласта.

Выражая G через объем и плотность для газа и заменяя плотность газа через уравнение состояния с учетом коэффициента сверхсжимаемости, получаем

Qhtрст , D ~    _ Qp    Q    оро    D гл    (О ОСП

R T + QhkPhk -    R    T    окРок,    (2.29)

R^i ст    Riz Ло z о*

где QHI. — извлекаемые запасы газа, приведенные к условиям рст и Гст; Лст — газовая постоянная, соответствующая составу газа после выделения из него конденсата; QHK, рик — соответственно извлекаемые запасы и средняя плотность конденсата при условиях выделения из газа на поверхности; z — коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий начальным р, Т и составу газа, для которого газовая постоянная равна R; zо    —    аналогично для ро, Т и    Ло;    QOT,    рок — соответственно остаточные    запасы и плотность    р    конденсата.

Величину QHK выразим через средний поверхностный газоконденсатный фактор ди, под которым понимается количество выделяющегося конденсата на поверхности, приходящееся на 1 м3 газа, приведенного к рст и Тст или другим условиям, например условиям низкотемпературной сепарации:

Qhk = ?Аг.    (2.30)

На практике ди определяется экспериментальным путем по изотермам конденсации.

Остаточные запасы конденсата Q^ также выразим через остаточный (неизвлекаемый) газоконденсатный фактор до, который соответствует количеству остаточного конденсата, приходящемуся на 1 м3 начального запаса газа:

= ?оар = аок.    (2.31)

Величина до представляет собой количество конденсата, выделяющегося из газа при снижении давления от р до ро при пластовой температуре Т и неспособного двигаться по пласту из-за недостаточной насыщенности порового пространства конденсатом. Она определяется исходя из соотношений фазовой проницаемости для газа и жидкости с учетом испарения конденсата при снижении давления ниже давления максимальной конденсации. Остаточный газоконденсатный фактор до принимается обычно как определенный процент (от 10 до 50 %) от ди или определяется по изотермам конденсации.

Значение до и QOT по сравнению с Q обычно невелико.

Отметим, что в процессе разработки QOT и до достигнут максимума при снижении давления до давления максимальной конденсации, в последующем они уменьшатся вследствие испарения части конденсата, который, по-видимому, останется защемленным. Выпадение конденсата в пласте происходит сначала вокруг скважин, а затем во всем пласте. Поэтому вокруг каждой скважины на конечном этапе разработки образуется своеобразный барьер из конденсата, который необходимо преодолеть газу при его движении. Поэтому количество защемленного газа будет несколько больше, чем если бы весь конденсат распределился по пласту. При расчете защемленного газа следует учитывать капиллярные давления, которые обусловливают НФС.

При этом количество защемленного газа будет увеличиваться при ухудшении коллекторских свойств и низких дебитах газа. Остаточный объем порового пространства

Q = Q    Qок = Q(1    ?о),

(2.32)


где q о = qоP.

Заменяя (2.29) согласно (2.30), (2.31) и (2.32), получаем

Q


Р

RTz


Оиг =


(2.33)


" q оро


Р


ст


" + q и р ик


РоI1-q\


RоTz о


Принимая осреднения, заменяя Q и вводя коэффициент газоотдачи, получаем в окончательном виде следующую формулу для подсчета извлекаемых запасов газа на газоконденсатных месторождениях:

F h

/ / шца

0 0


РоI1 -


1


Р

RTz


Оиг =


dFdh. (2.34)


q оро


RоTz о


Р


ст


' + q и ри


Коэффициент газоотдачи п, входящий в формулу (2.34), устанавливается исходя из характеристики коллекторов залежи и защемления газа выпавшим конденсатом. В то же время, как правило, он выше, чем при водонапорном режиме. При условиях водонапорного режима значение п должно быть уменьшено вследствие защемления газа водой и избирательного продвижения ее.

Методика расчета запасов по формуле (2.34) аналогична методике расчета по формулам (2.4) и (2.26).

Определив запасы газа по формуле (2.34), извлекаемые запасы конденсата находим из (2.30).

Таким образом, при подсчете извлекаемых запасов газа в газоконденсатных месторождениях необходимо учитывать не только извлекаемый и оставшийся в пласте конденсат, но и изменение состава газа.

Состав газа в пластовых условиях и поступающего потребителю при эксплуатации газоконденсатных месторождений будет различным, и его изменение определяется экспериментальным путем или оценивается по константам равновесия при известных начальных параметрах газа.

2.4. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА ПО ПАДЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ В ОДНОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

На газовых промыслах находит широкое применение метод подсчета запасов газа по падению давления, который имеет ряд преимуществ перед объемным, так как позволяет находить достоверные значения запасов по ограниченному числу скважин при опытной эксплуатации и уточнять режим в процессе эксплуатации месторождения. Поэтому представляет интерес рассмотреть более подробно некоторые методические вопросы подсчета запасов газа по методу падения давления с целью исключения ошибок, которые возможны при его практическом применении на газовых месторождениях, различных по своей характеристике.

С целью выяснения факторов, влияющих на подсчет запасов по падению давления, приведем вывод формул с учетом различия между пластовой и стандартной температурой газа.

Исходную формулу для подсчета запасов в однопластовом газовом месторождении представим в виде следующего уравнения баланса газа:

G т = Gн - G д,    (2.35)

где G„ Gн — масса газа в пласте соответственно в данный и начальный моменты времени с начала разработки; Gд — масса добытого газа к данному моменту времени.

В уравнении (2.35) можно заменить массу газа через объем и плотность

^тРт ^нРн    ОдРст,    (2.36)

где Qн, Qт — соответственно начальный и текущий объем порового пространства, занимаемый газом; рн, рт — соответственно начальная и текущая плотность газа при пластовом давлении и температуре; Од, рст — соответственно объем и удельный вес добытого газа, приведенные к стандартным условиям (при 760 мм рт. ст. и 20 °С).

Величину Q т можно выразить через Q н и объем продвинувшейся воды QB:

Q т = Q н — Q,

Плотность газа согласно уравнению состояния будет

Р = —,    (2.37)

zRT

где р — давление; z — коэффициент сверхсжимаемости; Т — температура газа; R — газовая постоянная.

Подставим р в уравнение (2.36) согласно (2.37), тогда уравнение баланса газа при эксплуатации месторождения будет иметь вид

= Рт ( н-Q в) +—Одрат—,    (2.38)

Р


где рн, рт, рат — пластовое средневзвешенное по объему порового пространства давление в залежи соответственно начальное, текущее и атмосферное (рат = 0,103 МПа); Тн, Тт, Тст — температура в залежи соответственно начальная, текущая и стандартная (Гст = 293 К); при фильтрации газа в пласте можно считать Тпл = Тн = Тт = const; zm zT, z^ — коэффициент сверхсжимаемости соответственно при начальных, текущих и стандартных условиях (при Тст = 293 К и рат = 0,103; zCT = 1); R^ RT, Rст — газовая постоянная при начальных, текущих и стандартных условиях; для газовых месторождений Rн = RT = const, когда в процессе эксплуатации не происходит изменения состава газа, изменение R происходит, например, при эксплуатации газоконденсатных месторождений; йн — начальный объем порового пространства, занятого газом; Qв — объем порового пространства, занятого водой, продвинувшейся в залежи за время, соответствующее снижению давления от рн до рт; Од — количество газа, добытого при снижении давления от рн до рт, приведенное к стандартным условиям.

Подсчет запасов газа при газовом режиме

При газовом режиме в уравнении (2.38) Q, = 0 и йн = Q = = const. Тогда после преобразований имеем

El = рн-    или р = р --Ц    (2.39)

z т z н а    т н а

где

0,1033Тпл

При равных по площади и толщине значениях mh<x/T распределение величин рн и р* по площади находится из карт приведенных изобар р/z с последующим определением средневзвешенных значений р/z по формуле вида (2.7) с заменой hi на (р/z),-.

При значительной разнице в h, m и а строятся карты (mhар/z) и mhа, из которых определяются средневзвешенные значения р/z по объему порового пространства.

При наличии нескольких пропластков, имеющих различные эффективные толщину и пористость, перед взвешиванием величин по площади проводится их взвешивание по толщине.

При большом числе пропластков по толщине и в пластах с большим этажом газоносности ргн, р* и Тпл осредняют по объему порового пространства следующим образом.

Сначала для каждой скважины определяют величину

2zt ),( Ч

А = xnл-,    (2.40)

2 (mh 'а)

i=1    >i

где m, а, h' — соответственно пористость, газонасыщенность и толщина i-го пропластка, которые определяются по кернам, каротажу или кривым нарастания давления; р, z, T — соответственно пластовое давление, коэффициент сверхсжимаемости и пластовая температура, отнесенная к середине

толщины каждого пропластка. Затем рн и р* находим по

формуле

р, =    .    (2.41)

Обрабатывая экспериментальные данные, полученные при эксплуатации месторождения, графическим путем в координатах рт^т и Од, определяем величину 1/а как тангенс угла наклона прямой к оси Од (рис. 2.2, кривая 1).

Рис. 2.2. Влияние коэффициента сверхсжимаемости на определение запасов газа по падению давления:

1 — зависимость pT/zT от Q; 2 — зависимость рт от


Ол

Потенциальные начальные запасы газа определятся из (2.39) при рт = 0:

Рн


(2.42)


z


н


Оз = а


Извлекаемые при газовом режиме запасы соответствуют давлению на устье скважины 0,1013 МПа и находятся по формуле

s


(2.43)


¦0 •


Оз = а-Рн

, z н


Таким образом, из приведенного анализа видно, что при подсчете объема порового пространства необходимо учитывать не только изменение коэффициента сверхсжимаемости во времени, но и пластовую температуру, если она отличается от стандартной, поскольку иначе занижается объем порового пространства по сравнению с истинным, причем ошибка будет увеличиваться с возрастанием температуры. Например, если не учтена пластовая температура, равная 80 °С, ошибка в объеме порового пространства составит 17 %.

Решая совместно (2.39) и (2.42), получаем формулу

(2.44)

Од


Оз =-


Рт z н

1-


Рн z т

которая обычно применяется для подсчета запасов газа.

Для нахождения запасов газа формулу (2.44) преобразуем к виду

Од = Оз -1-    ^0.    (2.45)

, Рн zт /

Запасы газа находим путем построения зависимости Од от

1- Elz^, а величина Оз определяется как тангенс угла наклона

Рн z т

~    л Рт Zн

прямой к оси 1--?-тн или, продолжая прямую до пересече-

рн z т

~    ~    ~    л    Рт Z н

ния с вертикальной линией, проведеннои из точки 1--^—н, и

рн Zт

проводя горизонтальную линию через эту точку пересечения на оси ординат, найдем запасы газа.

При определении запасов газа из формулы (2.39) также вместо единичных измерений рт и Од более правильно их определять путем построения зависимости pT/zT и Од и нахождения коэффициента а с последующим определением запасов по формуле (2.42) или (2.43), а также интерполяцией до пересечения с осью Од.

Рассмотрим методику определения коэффициента а по способу наименьших квадратов.

Формулу (2.39) представим в виде системы уравнений, соответствующих каждому измерению рТ и Ост и:

Рл - Рн + а'Од! = 0;

Рт2 - Рн + а 'Од2 = 0;    (2.46)

Р™ - рн + а'Одп = 0;

где

а‘ = 1/а.

Условие рассматриваемого способа состоит в том, что сумма квадратичных отклонений должна быть минимальной:

п    п    п

2 Од,Р Ti - Рн 2 Од, + а '2 Од2, = 0.    (2.47)

, = 1 , = 1 , = 1

При известном начальном пластовом давлении коэффици-ен; а' по способу наименьших квадратов можно най;и по формулам

мрн -2 p;,

а' =--,    (2.48)

,jQ*-

или

nn

рн 2! Q„    -    2    ад.    (2    49)

а


jQi

Если рн неизвестно, ;о для нахождения а' и рн, решая совместно (2.46) и (2.47), получаем

n    n    n

N 2 Одр. - 2 pm 2 Од,

, =1_,= 1_,= 1_

(2.50)


а


n    + n    .2

N2 1q2-|2, Од,

, = 1    I , = 1

и

n    n    n    n

2    p;,    2    q2    -    2    Од,р;,    2    Од,

p.    -?.1-,-1-щ-.    (2.51)

В формулах (2.48) — (2.51) значение N соо;ве;ствуе; числу измерений pT и Од после начала эксплуатации месторождения.

Формулы (2.48) — (2.51) следует применять, когда число измерений pт и Од не менее 15 — 20, иначе возможны ошибки из-за влияния отклонения отдельных точек.

2.5. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА ПО ПАДЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ГАЗОВОМ РЕЖИМЕ В МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Определять запасы газа по падению давления для многопластовых месторождений при раздельной эксплуатации горизонтов и отсутствии перетока между ними можно отдельно для каждого горизонта по методике, применяемой для однопластовых месторождений.

При одновременной совместной эксплуатации нескольких горизонтов или наличии перетока газа между горизонтами подсчет запасов должен производиться с учетом специфики их эксплуатации.

На многопластовых месторождениях может специально осуществляться переток газа из одного горизонта в другой с целью подсчета запасов его в обоих горизонтах.

Рассмотрим наиболее характерные для практики методические примеры подсчета запасов газа по падению давления в многопластовых месторождениях.

2.5.1. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА ДЛЯ ДВУХПЛАСТОВОГО ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ ОДНОВРЕМЕННОЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Сложением формул вида (2.39), написанных для каждого горизонта, получим формулу для подсчета запасов:

а1 + а 2 PkzEk = Од1 + Од2    (2.52)

или

а 2 + а 1 ^ p.1 = Од1 + Од2,    (2.53)

где

а = Q1/P1; а2 = ^22г    (2.54)

в1 =    0,1033; в2 = Тпл2 0,1033;    (2.55)

293    293

Q1, Q2 — соответственно объем порового пространства нижнего и верхнего горизонтов; p н1, p^ — приведенные значения начальных давлений в нижнем и верхнем горизонтах; p.1, p.2 — приведенные значения текущих давлений в нижнем и верхнем горизонтах; Од1, Од2 — отбор газа из нижнего и верхнего горизонтов; Гпл1, Гпл2 — соответственно пластовые температуры в нижнем и верхнем горизонтах.

Методика определения а 1 и а2 в формуле (2.52) графическим путем сводится к построению зависимости (Од1

Од2)/( p^-py от ( p^-p^H p^x—p.2). По отрезку, отсекаемому на оси ординат, находим величину а1 и по тангенсу наклона прямой к оси ( p*2pТ2)/( Рн —Рт].) определяем величину а2 (рис. 2.3, кривая 1).

Аналогично при использовании формулы (2.53) строим зависимость (Од1 + Од2)/( Рн2 РТ2) от ( рн]—pTi)/( Рн2 РТ2) и величину а2 определяем по отрезку, отсекаемому на оси ординат, а а 1 находим как тангенс угла наклона прямой к оси

( Р^1—Р^i)/( Рн2 Рт2) (рис. 2.3, кривая 2).

С целью контроля а 1 и а2 желательно подсчитывать по двум формулам (2.52) и (2.53). Путем построения указанных графиков в одинаковых масштабах точка пересечения прямых соответствует на оси ординат отрезку, равному а 1 + а 2. На оси абсцисс кривая 1 (см. рис. 2.3) отсекает отрезок а 12, а кривая 2 — отрезок а21. Когда а21, кривая 2 идет выше кривой 1, при а2< а 1 наоборот (до точки на оси абсцисс, соответствующей 1). Когда а 1 = а 2, кривые 1 и 2 сливаются в одну линию. Определив а 1 и а2 для каждого из горизонтов, можно написать уравнение баланса в виде

Р т1 = Р ^ -— (д1 + Оа )

а 1

и

Рт2 = Рн2 - — (Од2 + Ои)-

а 2

Рис. 2.3. Подсчет запасов газов по падению давления для двух пластов при совместной их эксплуатации:

1 — по формуле (2.52); 2 — по формуле (2.53)

из которого можно определить количество перетекающего газа во    времени    Оп,    зная    величину    Од    =    Од1    +    Од2.

Коэффициенты а1 и а2 в формуле (2.52) можно также находить по методу наименьших квадратов по формулам

п    I 5    *    12 I п •    •    12

N jj    1 Рн2'    -Рта    1 - ! У Рн2    - Рт2'    1

,=1 , РнИ - РтЦ

7—1    *    *

Рн1 - Рт1


1


jj °дИ + Од21 jj + Рн2 - Рт2; 1 jj Рн2; - Рт2; jj н2;    Рт2;) °д1; + °д2;)

а


Рн1 Рт1

(2.56)

п + • 2 iп2 п 1 Рн2; - Рт2; 1    I Z Рн2' - Рт2; 1

N j j Ни2^Рт2^|    -    j    j

1

(2.57)


( Рм-РйИ Рн2 Рт2) величину Оз2/Р*н2 определяем по отрезку,

отсекаемому на оси ординат, а Q гн1 находим как тангенс

угла наклона прямой к оси ( рн1-рУ/( рн2—рт2) (рис. 2.3, кривая 2).

2.5.2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА ПРИ ОТБОРЕ ИЗ НИЖНЕГО ГОРИЗОНТА И ОДНОВРЕМЕННОМ ПЕРЕТОКЕ ГАЗА В ВЕРХНИЙ ГОРИЗОНТ

При обработке результатов по формулам, справедливым для однопластового месторождения, будут получены заниженные результаты.

Уравнение для нижнего горизонта можно записать в следующем виде:

Р'т1 = Рн1 -— (д1 + Оп ).    (2.60)

а1

Уравнение для верхнего горизонта

рн2 _ рт2 ~ Оп,    (2.61)

а2

где Од1 - количество добываемого газа из нижнего горизонта; Оп - количество перетекающего газа из нижнего в верхний горизонт, которое считается неизвестным. Остальные обозначения те же, что и в формуле (2.52). Решая совместно (2.60) и (2.61), получаем формулу для подсчета запасов в этих двух горизонтах:

рн1 - рт1 _    + Ок рт2 - рн2    (2 62)

Од1    а1 а1 Од1

Обрабатывая результаты в координатах ( рн1-рУ/Од1 и ( рт2-рн2)/0д1, находим 1/а1 как отрезок, отсекаемый на оси ( Рм - Рл)/Од1 при ( рт2-рн2)/Од1 = 0, а а2/а1 определяем как тангенс угла наклона прямой к оси ( рт2- рн2)/Од1.

Величины а 1 и а2 можно также найти по формулам вида (2.52) и (2.53), которые получаем, вычитая (2.61) из (2.60):

О    т    т

-—— _ а -а Рт2 Рн2.    (2.63)

т    т    1    2    т    т

рн1 - рт1    рн1 - рт1

По отрезку, отсекаемому на оси Од1/( рн1—рт1), определяем а1, по тангенсу угла наклона находим а 2, а отрезок, отсекае-

Р*2~Ри2    Pl\-P*\

Рис. 2.4. Подсчет запасов для двух горизонтов при эксплуатации одного и перетоке газа в другой:

1 — по формуле (2.63); 2 — по формуле (2.64)

мый на оси ( p Т2p Н2)/( pH 1p Т1), равен а12 (рис. 2.4, кривая 1) или

(2.64)

1Рт2    ^2


Точка пересечения кривой 2 с осью Од1/( pT2pН2) дает а2. Пересечение с осью ( pН1 — pT1)/( p*2 — pН2) дает а21. Величину а 1 можно определить по тангенсу угла наклона прямой 2 к оси ( pH 1 — p^)/( pт2 — pн2). Точка пересечения кривых соответствует на оси ординат а1 — а2, а на оси абсцисс 1. Когда а 1 = а2, точка пересечения кривых лежит на оси абсцисс и находится ниже ее, когда а21.

2.5.3. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА ПРИ ПЕРЕТОКЕ ЕГО В НАЧАЛЬНОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

При эксплуатации многопластовых месторождений в начальный период иногда наблюдается переток газа в вышележащие горизонты, например, вследствие негерметичности цементного кольца за колонной, затем после снижения давления до

определенного значения переток газа прекращается. Предположим, что в дальнейшем перетекающий газ в скважину не поступает. Вид зависимости рТ от Од будет тогда характеризоваться ломаной кривой, причем начальный участок ее соответствует перетоку газа (рис. 2.5).

Запасы после окончания перетока определяются по конечному прямолинейному участку кривой, а не по начальному, как при водонапорном режиме. Первоначальные запасы устанавливаются проведением линии, параллельной конечному участку кривой, через ординату, соответствующую начальному пластовому давлению.

Однако если сначала наблюдался переток, а затем после его окончания эксплуатируются два горизонта, то при построении графика р* от Од по прямолинейному конечному

участку tg Л =    -1-. Принимая р1 = в2 = в, имеем

1/а + (1/а)е' в

tg Л = а =


т.е. определяются суммарные запасы

Q1 + Q 2 двух горизонтов.

Аналогичный вид имеет кривая р* от QA, соответствующая эксплуатации однопластового месторождения при неполном учете всего добываемого из залежи газа, например, вследствие аварийного фонтанирования.

Зависимость р* от Од по внешнему виду напоминает кривую, соответствующую проявлению водонапорного режима. Поэтому при анализе полученных кривых подобного вида следует учитывать это обстоятельство и помнить, что проявление водонапорного режима для большинства крупных месторождений начинается не в начале эксплуатации, а после отбора из залежи довольно значительного количества газа.


Рис. 2.5. Зависимость p * от Qa в случае перетока газа в начальной стадии разработки залежи

Аналогичный вид зависимости (см. рис. 2.5) может быть при отсутствии перетока в однопластовом месторождении, когда средневзвешенное значение пластового давления занижено, например, вследствие того, что отсутствуют измерения в неразрабатываемых частях залежи.

Это было отмечено нами при анализе начального периода эксплуатации Ленинградского и других месторождений Краснодарского края.

2.5.4. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА ПРИ ТРЕХ И БОЛЕЕ ПЛАСТАХ, ОДНОВРЕМЕННО ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ ОДНОЙ ИЛИ РАЗНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Исходные уравнения для трех пластов будут

а1Ар1 = Од1, а 2Ар2 = 0д2> а 3Ар3 = Од3

И

Од = Q1 + 0д2 + 0д3,

где

Ар1 = ргН1 -Pril Ар2 = Арн2 -р'т2\ Ар3 = рнз -р«;

а1 = Оз1 н1; а 2 = Оз2н2; а 3 = Оз3н3.

Складывая эти уравнения, получаем

а1Ар1+ а 2Ар2 + а 3Ар3 = Од.    (2.65)

Последнее уравнение можно представить в виде системы уравнений, соответствующих разным периодам эксплуатации t1, t2, t3 и т.д.:

а 1(АрГ )t1 + а 2(Ар2)^ + а з(Аp3)t1 = Qt1;    (2.66)

а1(АрГ )t2 + а 2(Ар^2 + а з(Аp3)t2 = Qt2;    (2.67)

а1(АрГ )t3 + а 2(Ар^3 + а 3(Ар3),3 = Qt3    (2.68)

и т.д.

В уравнениях (2.66) и (2.68) три неизвестных: а1, а2 и а3. Решая их совместно, находим эти величины.

Для увеличения точности получаемых результатов последовательно решаем следующие сочетания уравнений вида (2.65) для других периодов t2, t3, t4, затем для t3, t4, t5 и т.д.

Приближенность описанного метода обусловлена тем, что значения величины а 1, а2 и а3 определяются по отдельным точкам и, следовательно, в значительной мере зависят от точности замеров р и Q. Поэтому при необходимости использования этого метода следует обратить внимание на точность измерений этих величин.

2.6. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПЕРЕТОКА ДЛЯ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ ГАЗА

В процессе разведки многопластовых газовых месторождений первого вида (когда давление в залежах отличается на вес столба воды) в результате бурения при одновременном освоении нескольких горизонтов, аварийном фонтанировании, некачественной изоляции и других причинах возможно сообщение горизонтов, что приведет к перетоку газа. В многопластовых месторождениях второго вида (когда давление в залежах отличается на вес столба газа) переток газа может начаться в процессе их разработки, когда равновесие в пластовых давлениях нарушается из-за отбора газа не пропорционально запасам каждого горизонта.

Это фиксируется в остановленных скважинах после их эксплуатации с помощью глубинного шумомера и дебитоме-ра, которые отмечают места перетока и количество перетекающего газа.

На многопластовых месторождениях первого вида при отсутствии близкорасположенных потребителей специально осуществляется переток газа из нижележащих горизонтов в вышележащие с целью подсчета запасов по падению давления. Например, на месторождении, состоящем из двух пластов, пробурена всего одна скважина. Путем установки разобщителя и осуществления перетока газа из нижележащего горизонта в вышележащий можно оценить запасы газа обоих пластов до начала их промышленной эксплуатации.

2.6.1. УСЛОВИЯ ПЕРЕТОКА ГАЗА ПРИ СООБЩЕНИИ ДВУХ ГОРИЗОНТОВ

Рассмотрим методику расчета перетока при сообщении двух горизонтов в скважине (рис. 2.6).

Возможность перетока газа из нижележащего I в верхний горизонт II будет определяться разностью их началь-

Рис. 2.6. Схема перетока газа в случае сообщения двух горизонтов в скважине:

а — без фонтанных труб; б — фонтанные трубы спущены до нижнего горизонта

ных давлений за вычетом давления, создаваемого столбом газа.

Без учета потерь на трение начальный перепад давления.

АР = Р н1- Р н2еs,    (2.69)

где s = 0,03415 (LiL2)p (l1, L2 — глубины залегания соответст-

T z

ср ср

венно нижнего и верхнего пластов, м; р — относительная плотность газа по воздуху; Тср,    — соответственно средняя

абсолютная температура газа между пластами и средний коэффициент сверхсжимаемости); рн1, рн2 — начальные давления соответственно в нижнем и верхнем пластах.

Перепад давления, определяемый по формуле (2.69), будет тем значительнее, чем больше расстояние между пластами (L1-L2).

Графики изменения р1, р2 от Одоб^ приведены на рис. 2.7 и

2.8. Из этих графиков понятна методика определения запасов газа при осуществлении перетока и при известных запасах — методика определения общего количества перетекшего газа при перетоке Опер графическим путем.

Методику расчета перетока при сообщении двух горизонтов в скважине можно представить в виде:

p т1 = p н i- Оп i;^    (2.70)

Р т2 = PS 2 + Qu/a 2 J

( Р т1, Р т2 — приведенное давление соответственно в нижнем и верхнем горизонтах в данный момент), когда р*1 = р*2, закончится переток

Рис. 2.7. График изменения    в зависимости от Q^6(t)

Рис. 2.8. График изменения р 2 в зависимости от Q^6(t)

Р^1 Оп/ а 1 = Р н2 + Оп/ а 2.

Откуда общее количество перетекающего газа

Q _ рн1 ~ рн2

п (1/а 2 + 1/а 1)‘

Переток между пластами при сообщении их в скважине будет характеризоваться падением устьевого давления при отсутствии отбора с месторождения.

Если в скважину спущены фонтанные трубы до нижнего горизонта, а на буфере (на елке) и затрубном пространстве установлены манометры, то давления рг и рзт могут отличаться между собой. При этом рг > рзт в случае перетока на значение потерь на трение. После прекращения перетока рг = = рзт. По разности давлений рг и рзт при известном X можно оценить дебит газа при перетоке:

Q =    ,    (2.71)

где

Trtz


0 = 1,33-10-2    (е^-1'); s = 0,03415(L1 Ь2)р;

T 7

1 ср^ ср

Q — дебит газа, тыс. нм3/сут; Юэ — эффективный диаметр. Уравнение перетока газа из первого пласта при Q > QK^

Рт21 ~ Рз21 = °1Q + b1Q2 ~    ~    ln    —    (2.72)

^^кр1

и при Q < QKрl

Рт21 ~ Рз21 = °1Q.    (2.73)

Уравнение нагнетания во второй пласт при перетоке при

QQ^2

Рз\ ~ Рт\ = a2Q + b2Q2 ~ b2Qкр2Q ~ Ь2<^кр2<^ ln~    (2.74)

Qкр2

и при Q < QKр2

Рз2 ~ Рт22 = a2Q.    (2.75)

Из уравнений (2.71), (2.73) и (2.75), когда Q < QK^ < Qкр2, получим

2    2    +    2s a 1 ' a1    2

Рт21 ~ Рз^е2* + -1- I + -1 pT22 ( a 2 / a 2

(2.76)


При нарушении линейного закона фильтрации согласно уравнениям (2.72) и (2.74) значение Q находим из (2.71) методом итераций.

При Рт1 = Рн1 И Рт2 = Рн2 в формуле (2.76) Q = Qmax и, когда рн1 = рн2еs, получим Q = 0. На практике могут также быть комбинация законов Дарси и трехчленного и последовательный переход их во времени.

Для оценочных расчетов на практике применяется приближенный метод расчета изменения дебита газа Q = Q(t) и давлений рт1 = pri(t) и рт2 = рт2(^, который состоит в следу-82 ющем. По известным начальным величинам рн1 и р н2 по формуле (2.76) определяем Q1. Затем задаемся отрезком времени t1, в течение которого считаем дебит Q = const и определяем количество перетекшего газа за время t1 по формуле Qn1 = = Q1t1. Далее по формулам (2.71) и (2.72) определяем рт1 и рт2, соответствующие Он1, по которым по формуле (2.73) или (2.74) находим значение дебита Q2. Затем задаемся новым отрезком времени t2, определяем Оп2 = Q2t2 и по формулам (2.71) и (2.73) или (2.74) для Qk1 + Qk2 находим новые значения Рт1 и Рт2 И т.д. до Q = 0.

2.6.2. СПЕЦИАЛЬНЫЙ ПЕРЕТОК ГАЗА, ОСУЩЕСТВЛЯЕМЫЙ С ЦЕЛЬЮ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ

Переток газа для подсчета запасов можно осуществлять как в одной скважине путем разделения горизонтов при помощи разобщителя (рис. 2.9), так и в двух или более скважинах, пробуренных на разные горизонты. Однако газ, выходящий из нижележащего горизонта, необходимо очистить от примесей в сепараторах. На скважинах устанавливаются счетчики для измерения дебита газа и манометры для измерения давлений в каждом из горизонтов. Перед началом и в процессе перетока исследуют и определяют параметры скважины и горизонтов. Максимальный дебит устанавливается так же, как и максимально допустимый при эксплуатации. При зна-

II

Рис. 2.9. Схема перетока газа в одной скважине путем разделения горизонтов при помощи разобщителя:

I, II — пласты; 1 — штуцер; 2 — сепаратор; 3 — измеритель расхода газа;

4 — разобщитель


I


чительной разнице в давлениях между нижним и верхним пластами и необходимости редуцирования при наличии в газе нижнего горизонта конденсата осуществляется его сепарация.

Методика расчета перетока в основном подобна приведенной выше.

Рассмотрим переток, если практически нет потерь в наземном оборудовании, т.е. когда рг « рзт. На основании результатов исследований скважин, проведенных раздельно на пласты I и II, можно написать уравнение притока из пласта I и нагнетания газа в пласт II в следующем виде:

(2.77)

Исходя из (2.77) и (2.78) можем построить зависимость рг = рг(0) для пластов I и II при перетоке (рис. 2.10).

Решая совместно (2.77) и (2.78), в случае фильтрации согласно линейному закону в каждом из пластов получаем формулу вида (2.76).

Рассмотрим переток газа, когда ргрзт, т.е. при необходимости дросселирования газа перед подачей для нагнетания. Тогда, обозначая pг2 -p2т = 0'О2 согласно формулам движения газа по горизонтальным трубам и принимая 0' = const, уравнения (2.77) и (2.78) можно записать в следующем виде:


Рис. 2.10. Зависимость давления на головке скважины от дебита при перетоке:

а — для пласта I по формуле (2.77) при рт1 = рKii б -

\^.ТТ) npjri ^т1    Рк1' и

для пласта II по формуле

_    A71-71    n-/i-tLv^ia    11    11

Q    (2.78)    при    рт2    =    рк2

Рз2те2"2 -0 2Q - Рт22 = a2Q - Ь2^р2^ + b2Q\ Q - Оф21п    .

\    °кр2)

Решая совместно последние уравнения для случая линейного закона фильтрации, в каждом из пластов получаем формулу вида (2.76).

В дальнейшем расчет подобен описанному.

Аналогично можно рассмотреть расчет перетока с одновременной эксплуатацией нижнего горизонта при подаче части газа потребителям.

Основное отличие специально организованного перетока от вынужденного состоит в том, что проводятся измерения дебита и пластовых давлений в каждом из горизонтов и при необходимости его прекращают.

Методика наблюдений и подсчета запасов газа по падению давления при перетоке заключается в следующем. Через определенные промежутки времени, когда понижение давления рт1 и повышение его рт2 от начальных или предыдущих значений становится заметным и больше предела точности применяемых манометров, скважину останавливают для измерения рт1 и рт2 и вычисляют Q п, соответствующие измеренным рт1 и рт2. Результаты наносятся на графики (рис. 2.11, а, б). Первоначальный запас газа в горизонте I Q^ определяется по отрезку, отсекаемому на оси Qп (см. рис. 2.11, а, прямая

1). Текущий запас определяется как разность Qз1н—Qп (см. рис. 2.11, а, кривая 1'). Первоначальный запас в горизонте II определяется по отрезку, отсекаемому на оси абсцисс с левой стороны от нуля (см. рис. 2.11, а, кривая 2). Текущий запас будет равен сумме Qз2н+Qп (см. рис. 2.11, а, кривая 2').

Отметим, что в практике осуществления перетока газа с целью подсчета запасов методом падения давления возможно засорение призабойной зоны пласта II примесями, выносимыми из пласта I. Для улучшения условий перетока наряду с применением сепараторов желательна периодическая продувка скважины, работающей на пласт II.

Перед осуществлением перетока запасы приближенно оцениваются объемным методом, причем желательно установить максимальные и минимальные запасы. По этим предварительным данным составляется проект перетока, состоящий из краткого описания геологического строения горизонтов, результатов исследования скважин, определения максимально допустимого дебита и изменения его в процессе перетока, промежутков времени периодической остановки скважин для

Рис. 2.11. Подсчет запасов газа при перетоке газа из одного пласта в

другой:

а — зависимость р* от Qп по формуле (2.79); б : 1 — зависимость Q1 - РЛ от ( Рт2 - Р^) /(Р^ - Р^1);    2    — зависимость

2Qн /(Рт2 - Р*н2) от ( Рн1 - Р^1) /(Рт2 - Рн2)

контроля за изменением давления в пластах, определения максимального суммарного количества газа, перепущенного в процессе перетока, и рекомендаций по наземному оборудованию.

Нет необходимости проводить переток до практического

выравнивания давления в пластах, так как на это потребуется значительное время. Тем более, что для подсчета запаса методом падения давления обычно достаточно перепустить газ в количестве, составляющем не более 5—10 % от первоначальных запасов.

Методика подсчета запасов при перетоке газа

Подсчет запасов по падению давления при специально организованном перетоке газа из нижележащего в вышележащий горизонт с изменением количества перетекающего газа и давлений в каждом горизонте проводится следующим образом. Исходные уравнения имеют вид:

р;1 - Ч-Q-);

(2.79)

РЬ = Р » + 1+10.

Для определения Q^ и Q.,2 при специальном перетоке обработка получаемых результатов осуществляется в координатах рТ и Qп (см. рис. 2.11, а). При этом прямая рт2^п) будет иметь положительный наклон, а прямая р^^п) — отрицательный, рт1к и рт2к соответствуют давлению в нижнем и верхнем горизонтах после окончания перетока; Q^ и Q.,2 — начальные запасы и Q.,1k и Q.,2k — запасы к моменту окончания перетока соответственно в нижнем и верхнем горизонтах.

Суммируя оба уравнения (2.79), после преобразования получаем уравнения вида (2.58), в которых вместо Q^ + Qtf берем 2Qп и вместо рн2рТ2 подставляем рТ2 — рн2.

Результаты обработки по преобразованным для рассматриваемого случая формулам (2.58) и (2.59) приведены на рис. 2.11, б. Переток закончится, когда рт1к = рт2кея, как это видно на рис. 2.11, а.

Подсчет запасов для двух пластов при специально организованном перетоке газа и одновременной эксплуатации нижнего горизонта проводится по формулам (2.63). Аналогичным образом при одновременной эксплуатации двух горизонтов и перетоке между ними применяются формулы (2.58) и (2.59).

Впервые переток газа для подсчета запасов газа в двух горизонтах был осуществлен Ю.П. Коротаевым в 1958 г. на месторождении Ян-Чоо-Си в КНР.

2.7. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА ПО ПАДЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ МЕТОДОМ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УДЕЛЬНЫХ ОБЪЕМОВ ДРЕНАЖА КАЖДОЙ СКВАЖИНЫ

Метод подсчета запасов газа путем определения удельных объемов дренажа каждой скважины основан на предположении, что скважины дренируют отдельные постоянные во времени области дренажа. Это предположение оправдано для:

1)    коллектора крайне неоднородного, т.е. когда каждая скважина дренирует отдельные линзы, блоки и т.д.;

2)    равномерного падения давления по всему пласту, т.е. отношения qi/Qi постоянного во времени (qi — отбор из скважины, Q. — объем дренажа каждой скважины);

3)    постоянного числа скважин и при условии, что они одновременно введены в эксплуатацию.

В качестве исходных данных в этом методе подсчета используется только изменение пластовых давлений и дебитов по скважинам. Нет необходимости определять средневзвешенное пластовое давление, расчет которого вносит дополнительную погрешность. Наряду с общим значением запасов газа удается получить их распределение по сетке размещения скважин и динамику изменения дренируемых запасов во времени.

Исходя из этого предположения, методика определения запасов состоит в обработке результатов по формуле

Ь™. - Рш_ -    ,    (2.80)

z пл.    z н.    Qi

где рплi — пластовое давление i-й скважины; Qд — количество добытого газа i-й скважины; Q i — объем дренажа i-й скважины; fi — температурные поправки.

По результатам этой обработки определяются Q i и Q^, суммируя которые находят объем порового пространства пласта и запасы пласта.

Сумма определенных таким образом запасов газа по каждой скважине будет соответствовать минимальным общим запасам в залежи.

При использовании указанного метода получаемые запасы соответствуют, как правило, минимальным общим запасам газа. Для определения более достоверных значений общих запасов газа можем воспользоваться следующим приемом. Определяем запасы газа по каждой скважине на различные даты с учетом ввода их в эксплуатацию. Далее строим кривую зависимости общих запасов газа от числа скважин с учетом ввода их в эксплуатацию, которая с увеличением числа скважин будет выполаживаться и затем пойдет параллельно оси. Этот момент будет соответствовать достоверным общим запасам газа в залежи. Постоянный рост Q., от п свидетельствует о том, что постепенно включаются в работу новые участки или проявляется водонапорный режим. При этом в зависимости от влияния указанных факторов можем получить как заниженные, так и завышенные значения общих запасов.

Рассмотрение и анализ зависимостей Qд от рпл/.г по каждой скважине с учетом ввода в эксплуатацию и дебитов могут дать весьма важные данные о взаимодействии скважин в процессе разработки месторождения.

На практике может и не получиться прямолинейной зависимости между р^/z. от Q^. Это свидетельствует о том, что объем дренажа скважин изменяется во времени, что может быть связано с расширением этой зоны в течение первой фазы или сокращением ее вследствие ввода в эксплуатацию соседних скважин. Тогда может получиться, что прямолинейной зависимость будет на конечном участке. Таким образом, при обработке кривых падения давления по каждой скважине необходимо тщательно проанализировать весь период работы ее с учетом ввода соседних.

Под удельным объемом дренирования понимают некоторый объем пласта, отрабатываемый отдельным вскрытым интервалом, одной скважиной или группой скважин в рассматриваемый момент времени. В общем случае этот объем является переменным во времени и зависит от геометрии залежи, распределения коллекторских свойств, системы размещения эксплуатационных скважин, времени ввода их в эксплуатацию, изменения дебитов, наличия вне- и внутрипла-стовых источников газа, вторжения или закачки в пласт воды или других агентов, а также деформации пласта.

При неравномерном размещении скважин на площади залежи, особенно в случае их концентрированного размещения, последние имеют общие (для двух или нескольких скважин) объемы дренирования. При этом геометрия фильтрационных потоков пластовых флюидов такова, что выделить изолированные объемы дренирования пласта отдельными скважинами не представляется возможным. Другими словами, группы скважин имеют общие объемы дренирования, разделяющиеся только в области формирования депрессионных воронок отдельных скважин. Тем не менее эти общие для группы скважин объемы дренирования можно условно разделить на доли, относящиеся к отдельным скважинам, пропорционально дебитам последних.

Строго говоря, величина Q i является функцией времени Qi(f). Она зависит от числа и темпа вводимых новых скважин, преодоления НФС, вызванных капиллярными силами и зависящих от проницаемости, что приводит к разновременному вводу в разработку прослоев с различными коллекторскими свойствами. Анализ материалов по Q^f) вместе с гидродинамическими; АГДМ и геофизическими исследованиями скважин позволяет надежно контролировать режим работы скважин путем ежегодного уточнения Q,(f) и Q^f).

По существу, идет речь о новом подходе к разработке месторождений, в котором при расчетах основных показателей разработки и практического технологического режима учитываются в компьютерных моделях изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления а(^ и b (f), входящих в формулу (1.7), Qi(f), Q^f) по результатам ежегодных исследований и данных эксплуатации.

В настоящее время С.В. Колбиковым разработан новый метод определения запасов газа [9], основанный на дифференциальном уравнении истощения удельного объема дренирования. Этот метод учитывает изменение во времени удельных объемов дренирования.

Метод основан на дифференциальном уравнении истощения удельного объема дренирования [9]:

д(Р;-(f)/    ))    =    -    РоТпл    (2.81)

dq доб('(f)    Toa®i(f)'

где р.Щ — пластовое давление для i-й скважины в момент времени f; г(р1)    — коэффициент сверхсжимаемости газа;

aro^f) — удельный газонасыщенный поровый объем пласта, дренируемый i-й скважиной в момент времени f; q^6i(f) — суммарная добыча газа из i-й скважины в момент времени f.

Сущность предлагаемого метода сводится к следующему. Газовая залежь с неизвестной величиной запасов Q., разрабатывается системой из N произвольно расположенных скважин при газовом режиме. Некоторая i-я скважина в момент времени f дренирует объем пласта aro^f). Значение этого объ-90 ема можно определить на основе анализа фактической зависимости р/.г(р!) = /(q6!-(f)) с учетом уравнения (2.81). Для этого интервал времени [0, T ], соответствующий периоду истории разработки залежи, разбивается на шаги Af. Для каждого временного шага проводится касательная к точке зависимости р/гр^ = f(q^i(f)), соответствующей моменту времени f, который должен характеризоваться отличным от нуля дебитом. Значение удельного объема дренирования aroi(f) можно найти с помощью численного аналога уравнения касательной (2.81)

aro (f)    -    - р°ТплAqд°б,(f).    (2.82)

!    Т)А(рг- /гр))

Таким образом, имея фактическую зависимость приведенного пластового давления от добычи газа р/.гр) = f(q^(f)) для i-й скважины, по уравнению (2.82) можно вычислить динамику удельного объема дренирования aroi(f) для периода фактической эксплуатации скважины.

Суммирование удельных объемов дренирования по всем действующим в момент времени f скважинам позволит получить общий дренируемый газонасыщенный объем залежи aQ(f) в рассматриваемый момент времени

N

aQ(f) = Z aro i (f).

Определение дренируемого объема залежи для всех временных слоев истории разработки дает возможность построить интегральную кривую aQ = aQ(f), которая характеризует динамику дренируемого объема залежи во времени. Анализ интегральной кривой позволяет относительно легко определить переход разработки залежи во вторую фазу, характеризующуюся относительно полным охватом газонасыщенного объема залежи дренированием. Это дает возможность определять начальные запасы газа, соответствующие полному дренируемому объему пласта [10].

2.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ ГАЗА ПО ДАННЫМ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ СКВАЖИН

В практике разработки газовых месторождений широко используется опытная и опытно-промышленная эксплуатация месторождений. Одной из основных задач при этом является оценка запасов газа по методу падения давления, в основе которого, как известно, лежит уравнение материального баланса. Этот метод в ряде случаев пока оказывается единственным методом, способным дать объективную оценку запасов газа. Однако использование этого метода сопряжено с известными трудностями, заключающимися в необходимости определения давления, средневзвешенного по объему порового пространства. Этот недостаток проявляется особенно при малом числе скважин, т.е. как раз в период опытной и опытно-промышленной эксплуатации. В этом случае на месторождении образуются значительные зоны, в которых нет скважин и, следовательно, неизвестно пластовое давление. Кроме того, встречаются месторождения с настолько сложным строением, что даже при большом числе эксплуатационных скважин очень трудно взвешивать давление по объему.

Приведем результаты практического использования данных эксплуатации скважин (изменение пластовых или забойных давлений, а также дебитов) для определения запасов газа как однопластовых, так и многопластовых газовых месторождений, резко неоднородных по фильтрационным параметрам и различных по форме [11].

Рассмотрены: различные режимы работ единичных и совместно работающих скважин при последовательных остановках и включениях скважин, а также изменяющихся во времени дебитах; изменение зон дренажа в процессе эксплуатации однопластовых и многопластовых месторождений; связь между дебитами скважин и объемами зон дренирования. Сопоставлены результаты подсчетов запасов кругового однородного пласта, эксплуатируемого центральной скважиной при линейном и нелинейном законах фильтрации газа в пористой среде.

Процесс неустановившейся фильтрации идеального газа в недеформируемой пористой среде с учетом линеаризации Лейбензона описывается уравнением [12]

к др2 0 + к др2 0 + к др2 . = m    (2    83)

дх - |1 дx 0 ду - |1 ду 0 дх , |1 дх / р дf '

где к к (х, у, z) — проводимость пласта; р — средневзвешенное по объему пласта давление; к = к(х, у, z) — проницаемость; ^ = const — вязкость газа; m = m(x, у, z) — пористость; р = р(х, у, z) — давление; f — продолжительность фильтрационных процессов.

Объем порового пространства

др2

Поскольку запасы газа Узап = р ^, где р н — начальное пластовое давление, то

V = 2РнОр>df зап    dp2 '

Учитывая то, что запасы газа оцениваются при отборах, как правило не превышающих 5—10 % Узап, можно с некоторым приближением считать, что рн « р. Тогда

V = 2р^.    (2.84)

зап    dp2    ' ;

Приближенно учитывается изменение pi при использовании формулы

V = 2plQdf-1—OL(2.85)

зап    dp2    , Vзaп0    '    '

На основе изложенного идея метода определения запасов газа может быть сформулирована следующим образом. По данным наблюдения и измерения скорости падения давления на забоях скважин запасы газа месторождений можно оценить по формуле (2.85).

В работе [13] было получено приближенное решение задачи о работе газовой скважины, расположенной в центре однородного кругового изолированного пласта.

Изменение забойного давления во времени описывается следующими формулами.

Для периода времени, когда f < f0 (первая фаза), при Q < 0Кр

рн - Рз2М - aQ(f) + PQ(f)cp(f);    (2.86)

при Q > 0Кр

рн - p32(f) - aQ(f) + bQ(f)Q(f) + PQ(f)p(f) - bQ^Qif),    (2.87)

где р н, рз — начальное и забойное давления; Q(f) — дебит скважин в момент времени f;

о 1    2,05к

a = Р 1^^^;

R2

R2

-X пр


(2.88)

^(t) = lgOk'’ °A = ^Q(f)dt'; K = —; Rc пр = Rce_

Q(t)    о

Q(t)- Qln

Q(t)

OKp


Q(t) =


где рат = 0,1013 МПа; Гст = 293 К; Гпл — пластовая температура; z — коэффициент сверхсжимаемости газа при р = рпл и Т = Гпл; Rc — радиус скважины; с — коэффициент, характеризующий качество вскрытия пласта; b — коэффициент в трехчленной формуле стационарного притока газа, характеризующий отклонение от закона Дарси.

Для случая b = 0; с = 0 и Q = const

2,05Kt

Ро2 - Рз2(t) = PQig^

(2.89)


R2

Для периода времени t > t0 (вторая фаза) изменение забойного давления описывается формулами: при Q < 0Кр

Р02 - Рз2(t)


6—2;


(2.90)

(2.91)


Р02-Рз2(0 = aQ(t)+bQ(t)Q(t)+60д - 6—2- bQ Q(t),


при Q > QK


aQ(t) + 6QA


где


1,15    Rc пр

Rnp = 0,223RK;

б = Р02/^зап; 61 = 2 Р02/^з2ап;


(2.92)

(2.93)


Узап — запасы газа в пласте.

Для случая Q = const формула (2.90) принимает вид

02 - Рз2(t) = aQ+^-t - ?iQ-t2.


зап


(2.94)


Р0


зап


Параметр, входящий в коэффициент a, R^ = 0,5RK Из формулы (2.94)

Р

d

= 2рн Q

1^_QL

dt

Узап

Узап .

Обычно на практике при определении запасов газа по падению давления параметр

Qt _ -до6

< 0,1.


V

V

зап


зап

Тогда с достаточной степенью точности можно записать

=    .    (2.96)

dp'2

dt


При этом в качестве первого приближения используется уравнение (2.96), затем проводится уточнение по формуле (2.95) и т.д.

Из уравнения (2.96) видно, что темп падения квадрата забойного давления характеризуется (при прочих равных условиях рн и Q) только запасами газа.

dp2

Найдем величину -dtL для первой фазы из формулы (2.89)

=    JQ

(2.97)


2,3t

dt


или

dp2   1Д25pHQ

dt

где

V _ nmh^R^;    (2.98)

V — запасы газа, заключенные в цилиндре радиусом R^.

Таким образом, если кривую стабилизации обработаем по формуле (2.96), то получим изменяющиеся во времени запасы газа V(t), которые для второй фазы стабилизируются и становятся равными V(t) = V^. Если в формулу (2.98) подставить значение R^, то получим, что для первой фазы изменение V будет прямо пропорционально времени, т.е. зависимость V = V(t) будет иметь прямолинейный вид. Найдем эту зависимость, исходя из того, что V определяется по формуле (2.96). Из уравнения (2.96) с учетом уравнений (2.97) и (2.88) получим

Пр _ V*. _ 4п “pL t,    (2.99)

^зап    И ^ 0

где V^, Q 0 — запасы газа и объем порового пространства пласта.

Для пластов сложного строения (неоднородных с произвольным расположением скважин и т.д.) зависимость (2.99) соблюдается только для начального периода, когда зоны разной проницаемости и границы пласта еще не имеют влияния.

Используя предложенное в [13] соотношение между квадратом среднего давления и средним квадратом давления, можно показать справедливость предлагаемой методики и для более сложных моделей пласта.

В работе [14] получена формула для распределения давления в пласте произвольной формы с одной произвольно расположенной скважиной. Полученная формула сводится к формуле (2.94), в которой необходимо принять lnR^ = F + + ln 0,473, где F — функция влияния формы границ пласта и положения скважины, постоянная во времени (для кругового пласта и центральной скважины F = lnRK).

Для расчета забойных давлений системы произвольно расположенных скважин в неоднородном пласте произвольной формы

рн - Рз2(0 _ 6QA - 6Q + a, (t)Q(t) + o(t),    (2.100)

где Рз, Q, — забойное давление и дебит i-й скважины соответственно;

Qд _ Ю;

a,(t)    — коэффициент, характеризующий местоположение

скважины и зависящий от расстановки и дебитов соседних скважин;

o(t) _ 2 a,Qi, i_1

где o(t) — функция, зависящая от положения, числа и дебитов соседних скважин.

В случае Q = const и п = const параметры a, = const и o = const. Тогда по формуле (2.100) можно определять запасы газа всего месторождения, т.е.

i _n

i _n    2 Q,

dpI dt


_ 6 2Q _ 2рн V .    (2.101)

i_1    Узап

Из формулы (2.101) следует, что темп падения при постоянных дебитах и постоянном числе скважин одинаков для

всех скважин. А это может быть только в том случае, если объемы (запасы) дренирования для каждой скважины становятся пропорциональными их дебитам, т.е.

i = n

О    2 о,

= -i=—,    (2.102)

V,™    Vз

где

i =n

V = 2 V ¦

v зап ^ v заш ¦ i =1

Из (2.101) и (2.102) следует, что по кривым стабилизации можно определять запасы, дренируемые каждой скважиной:

= 2p2~°—.    (2.103)

d?ii

dt


Из формулы (2.103) следует, что этот метод может быть использован и для системы скважин при неизменных технологических условиях работы (дебиты, число скважин, их расположение и т.д.). При изменении условий будут меняться и зоны дренажа каждой скважины. Можно предположить, что изменение этих зон таково, что в итоге будут получаться суммарные запасы газа. При одновременном пуске нескольких скважин, используя соотношение (2.103), можно следить за изменением зон дренажа каждой скважины.

На модели изучалось влияние неоднородности пласта и режимов работы скважин на результаты подсчета запасов газа по кривым стабилизации.

Модель (рис. 2.12) представляет собой однопластовое месторождение пористостью по основной площади 0,2. На площади имеются зоны с пористостью 0,4. Все месторождение разбито на три зоны с различной проницаемостью: 0,1 мкм2 (25 % по объему), 0,2 мкм2 (25 %) и 1 мкм2 ( 50 %). На месторождении расположены три скважины. Работа каждой скважины осуществляется с дебитами 1 млн. м3/сут.

На рис. 2.13 показаны кривые стабилизации для одиночной работы каждой скважины и при совместной работе. По этим кривым были определены запасы, дренируемые каждой скважиной. Полученные значения (в % от суммарных) запасов приведены на рис. 2.14 (раздельная эксплуатация), а также на рис. 2.15 (совместная эксплуатация). Для совместной эксплуатации на рис. 2.16 дано изменение суммарных запасов во времени. Из анализа полученных материалов можно сделать следующие выводы.

Рис. 2.12. Схема модели. Заштрихованы зоны с пористостью

0,4 мкм2

При раздельной эксплуатации независимо от положения скважины с отбором газа 3 % от запасов (см. рис. 2.14) имеется возможность определить запасы всего пласта. Наиболее короткий срок для полной оценки запасов получен для скв. 3, которая находится в зоне с лучшей проницаемостью.



Рис. 2.13. Кривые стабилизации    при    раздельной

(сплошная линия) и совместной (штрихпунктир) работе скважин:

1 — скв. 2;    2    —    скв.    3;    3    —

скв. 1

_i_i___,_1_

Рис. 2.15. График изменения зон дренажа при совместной работе трех скважин с постоянными дебитами:

1 — скв. 1; 2 — скв. 2; 3 — скв. 3


0    12    3 Qa, %

Рис. 2.14. График изменения зон дренажа при раздельной эксплуатации скважин с постоянными дебитами:

1 — скв. 1; 2 — скв. 2; 3 — скв. 3

При совместной эксплуатации зоны дренажа по скважинам ведут себя различно (см. рис. 2.15). Так, по скв. 1, 2 они все время возрастают, а по скв. 3 зона дренажа сначала возрастает (до 50 %), а затем снижается. Полные запасы пласта при совместной работе всех скважин оцениваются примерно для того же периода времени, что и при раздельной эксплуатации одной скважины. Добытое количество газа, необходимое для подсчета запасов, оказывается в 3 раза большим.

Остановка одной из скважин приводит к изменению кривых стабилизации соседних скважин таким образом, что объем зоны дренирования по ним увеличивается. Однако по-

50 -1-1-1—-

о    3    6    9 ед, %


Рис. 2.16. График изменения суммарной зоны при совместной работе трех скважин с постоянными дебитами


сле всех остановок зоны дренажа стремятся к стабильным и равным 33,3 %.

Сопоставление данного метода определения запасов с известными (по падению пластового давления) показывает, что он обладает следующими достоинствами:

не требует специальных остановок скважин при наличии данных об изменении забойных давлений и дебитов по скважинам;

дает возможность определять запасы газа многопластовых месторождений сложного строения при использовании как забойных, так и пластовых давлений, причем для получения последних достаточны кратковременные остановки скважин (при одинаковом времени остановки каждой скважины);

не требуется знать то количество газа, которое было отобрано (или выпущено в атмосферу) до пуска скважин в эксплуатацию (предполагается, что до начала эксплуатации отбирается не более 5 % запасов газа месторождения).

2.9. ОСНОВЫ КОМПЛЕКСНОЙ ПРОМЫШЛЕННОЙ РАЗВЕДКИ И ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОПЫТНОЙ И ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Открытие ряда крупных газоносных провинций и ввод в разработку значительного количества газовых и газоконденсатных месторождений, создание разветвленной сети магистральных газопроводов, охватывающей значительную часть территории России, успехи, достигнутые в области гидродинамики, геофизики, и накопленный опыт проектирования и разработки месторождений позволяют улучшить и коренным образом изменить подход к промышленной разведке и разработке газовых и газоконденсатных месторождений.

Задачей промышленной разведки газовых и газоконденсатных месторождений является установление характера и размеров отдельных залежей и месторождения в целом, распространения продуктивных горизонтов и изменения коллекторских свойств пласта по площади и толщине пласта, запасов и характеристики газа и конденсата и других параметров, необходимых для последующего проектирования разработки месторождения и получаемых путем проведения и обобщения материалов бурения скважин, отбора керна, полного комплекса геофизических, акустико-гидродинамических, гидродинамических, термодинамических и физико-химических исследований, пробной, опытной и опытно-промышленной эксплуатации.

Не рассматривая всех вопросов промышленной разведки, остановимся только на некоторых основных аспектах комплексной разведки месторождений, способах подсчета запасов газа, в том числе с использованием гидродинамических исследований, опытной и опытно-промышленной эксплуатации.

Большое значение для крупных газовых месторождений имеют сокращение сроков промышленной разведки, подготовка исходных данных для проектирования разработки и скорейший их ввод в промышленную разработку с минимальной затратой материальных средств. После получения газа в первых разведочных скважинах задача об оконтурива-нии газового или газоконденсатного месторождения значительно упрощается и часто достаточно одной скважины, в которой для данного горизонта измерено пластовое давление водяной и газовой частей залежи. Исключение составляют газовые залежи с наклонным газоводяным контактом и с промышленной нефтяной оторочкой при сложном геологическом строении, наличии тектонических нарушений и резкой литологической изменчивости пород по площади и мощности пласта.

Для определения по первой пробуренной скважине типа залежи, а именно, относится она к газовой и газоконденсатной или газонефтяной, предложен метод, состоящий в отборе проб и анализе газа из газовых частей залежей с последующим сопоставлением полученных результатов анализа газа по значению отношения iC4/nC4. Для газовых месторождений iC4/nC4 > 1 колеблется в пределах от 1,1 до 4. Для газоконденсатных месторождений iC4/nC4 « 1 и колеблется в пределах от 0,9 до 1,05. Для попутного газа и газа газовых шапок нефтяных и    газоконденсатнонефтяных месторождений

iC4/nC4 < 1 и колеблется в пределах от 0,5 до 0,8 [6]. Там же изложена его модификация, расширяющая его возможности.

Предложенный метод был проверен по данным многих месторождений.

Применение данного метода дает возможность не только отказаться от бурения скважин для оконтуривания залежей, но и уже по первым скважинам, вскрывшим только кровлю пласта, определить, относится ли данное месторождение к газовому, газоконденсатному или газонефтяному. Это позволяет в дальнейшем правильно предусмотреть необходимый комплекс работ по последующей разведке и возможность быстрейшего ввода месторождения в опытную или опытнопромышленную эксплуатацию.

Можно значительно удешевить и ускорить процесс промышленной разведки газовых и газоконденсатных месторождений путем широкого использования полного комплекса геофизических, гидродинамических, термодинамических и физико-химических исследований разведочных скважин с практически повсеместным применением опытной и опытнопромышленной эксплуатации.

Например, повсеместное применение в разведочных скважинах до спуска обсадных колонн испытателей пластов, обеспечивающих полный комплекс гидродинамических и других исследований и широкое использование методов интенсификации притока, весьма повысит эффективность разведочных работ. Превращение опытной или опытно-промышленной эксплуатации в непрерывный процесс исследований позволит также получить необходимые исходные данные для подсчета запасов и разработки месторождений.

Под пробной эксплуатацией месторождения мы понимаем временную эксплуатацию скважин в течение суток и более в процессе опробования и испытания с целью их очистки от глинистого раствора, для уточнения параметров пласта и рабочих дебитов разведочных скважин по результатам гидродинамических методов исследования. Опытная эксплуатация проводится для уточнения продуктивной и эксплуатационной характеристики скважин, условий работы наземных промысловых сооружений и подсчета запасов газа по падению давления и осуществляется путем перепуска газа в вышележащие газоносные и водоносные пласты. Перед опытно-промышленной эксплуатацией ставятся те же задачи, что и перед опытной, но только газ из разведочных скважин направляется для использования потребителям. Приступать к осуществлению опытной и опытно-промышленной эксплуатации месторождения можно при уверенности, что отсутствует нефтяная оторочка, имеющая промышленное значение, и когда для газоконденсатного месторождения не предусматривают с самого начала его разработку с поддержанием давления.

Таким образом, опытная и опытно-промышленная эксплуатация являются завершающим этапом комплексной промышленной разведки и началом разработки месторождения.

В процессе опытной и опытно-промышленной эксплуатации уточняются оптимальные рабочие дебиты скважин, запасы газа и режим. При опытно-промышленной эксплуатации предусматривается подключение месторождения к близко 102 расположенным действующим газопроводам или сооружение газопроводов местного значения.

На проведение опытной и опытно-промышленной эксплуатации должен составляться соответствующий проект, в котором, по существу, содержатся основные положения обычного проекта разработки, исходя из оценочных данных о строении месторождения, а газодинамические расчеты основных показателей разработки проводятся для нескольких вариантов возможных запасов газа и отборов. Кроме того, должна составляться программа доразведки месторождения, исследований и наблюдений.

Метод определения запасов газа по падению давления и определение положения газоводяного контакта по данным измерений пластового давления (см. гл. 3) можно применять в процессе опытной и опытно-промышленной эксплуатации при наличии двух и более скважин.

Имеется возможность превратить опытную и опытнопромышленную эксплуатацию в непрерывный процесс исследования и тем самым уже в условиях первой фазы не только оценить запасы газа, но и определить все необходимые другие параметры пласта: проницаемость, коэффициент емкости коллектора, зоны выклинивания, энергосберегающий (критический) дебит и т.д. [6].

Период комплексной разведки опытно-промышленной эксплуатации зависит от многих факторов, в том числе от объема добычи газа, режима работы скважин, геологического строения месторождения, и устанавливается на основании соответствующих расчетов. Таким образом, комплексный проект разведки и опытно-промышленной эксплуатации представляет собой проект промышленной разведки месторождений, осуществляемый при помощи бурения разведочных скважин, применения как полного комплекса современных методов исследования пластов и скважин, так и приме-не- ния опытной и опытно-промышленной эксплуатации. На базе комплексного проекта составляется технический проект наземных сооружений для опытной или опытно-промышленной эксплуатации.

Основные положения методики составления комплексных проектов опытно-промышленной эксплуатации впервые б ы -ли рассмотрены на примере Шебелинского месторождения в 1964 г. Во ВНИИГАЗе в последующем по этой методике были составлены комплексные проекты опытно-промышленной эксплуатации Вуктыльского месторождения, расположенного в Республике Коми, Тазовского, Уренгойского, Губкинского

месторождений Тюменской области и многих др.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 2

1. Лисовский Н.Н., Немченко Н.Н., Зыкин Н.Я. и др. Совершенствование классификации ресурсов и запасов нефти и газа. — М.: Изд-во ГАНГ им. И.М. Губкина, 1994.

2. Коротаев Ю.П., Мирончев Ю.П., Гацулаев С.С. Ресурсы природного газа // Эпоха метана не миф, а реальность. — М.: изд. МТЭА, 1996. — Кн. 1.

3.    Коротаев Ю.П., Войтов Г.И., Николаевский В.Н. Научный взрыв природного газа // Эпоха метана не миф, а реальность. — М.: изд. МТЭА, 1996. - Кн. 2.

4.    Коротаев Ю.П. Природный газ — доминанта современной и будущей энергетики России и Мира. Акад. чтения ГАНГ им. И.М. Губкина // Нефть и газ. — 1996. — Вып. 5.

5. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. — М.: Недра, 1968.

6. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. — М.: Недра, 1998.

7. Коротаев Ю.П. Избранные труды: В 3-х т. — М.: Недра, 1996. — Т. 1;; 1998. — Т. 2.

8. Воробьев Б.С., Коротаев Ю.П., Почуева Е.А. Рациональные методы разведки и подсчета запасов газовых месторождений // Газовая промышленность. — 1959. — № 6.

9. Колбиков С.В. Подсчет начальных запасов газа методом динамических удельных объемов дренирования // Обзор. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: изд. ИРЦ Газпром, 1 996.

10.    Колбиков С.В. Методы подсчета запасов по падению пластового давления // Газовая промышленность. — 1999. — № 1.

11.    Коротаев Ю.П., Гутенмахер Л.И., Требин Ф.А., Зотов Г.А., Поляков Ю.А. Определение запасов по данным опытной эксплуатации системы скважин. — М.: Недра, 1970.

12. Лейбензон Л.С. Собрание трудов // Подземная гидродинамика. — М.: изд. АН СССР, 1963. — Т. 1.

13. Зотов Г.А. Газогидродинамические методы исследования газовых скважин: Дис. канд. техн. наук. — М., 1966.

14.    Малых А.С. О приближенном расчете распределения в газоносном пласте при разработке его системой скважин // НТС по геологии, разработке, транспорту и использованию природного газа. — М.: Недра, 1968. — Вып. VII.

15. Коротаев Ю.П., Зотов Г.А. Кичиев К.Д. Методика проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1966.

ЛИТОМЕХАНИКА В БУРЕНИИ

Под литомеханикой применительно к процессам бурения скважин будем понимать основные физикомеханические свойства горных пород и положения механики их разрушения, использование которых обеспечивает, во-первых, эффективную проходку ствола скважины при минимуме затрат времени и материальных средств, и, во-вторых, сохранение устойчивости стенок уже созданной или сооружаемой скважины.

2


2.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Горными породами называются плотные или рыхлые агрегаты, слагающие земную кору. Горные породы состоят из зерен, кристаллов, обломков различных минералов, а также вещества, связывающего (цементирующего) эти частицы, и пор (пустот). Во многих породах в порах содержится вода, которая оказывает влияние на взаимосвязь минеральных частиц.

Основными породообразующими минералами являются: группа кварцевых (кварц, кремень, халцедон и др.), силикаты (полевые шпаты, слюда, амфиболы, пироксены и др.), карбонаты (кальцит, доломит), гидрофильные глинистые (каолинит, монтмориллонит и др.) и водорастворимые соли (гипс, галит и др.).

Горные породы по происхождению делятся на магматические, осадочные и метаморфические.

Магматические горные породы образуются в результате охлаждения и затвердения магмы. В зависимости от места ее затвердения они делятся на интрузивные, или глубинные, и эффузивные, или излившиеся (изверженные, вулканические).

К первым относятся гранит, сиенит, диорит, габбро; ко вторым — диабаз, андезит, базальт и др.

Осадочные горные породы образуются в результате разрушения земной коры. К ним относятся песчаники, сланцы, известняки, торф, лигнит, бурый и каменный угли, антрацит, каменная соль и др. При бурении нефтяных и газовых скважин наиболее часты породы, состоящие из следующих минералов: глинистых (каолинита, монтмориллонита и др.), сульфатных (гипса, ангидрита, барита), карбонатных (кальцита, доломита), оксидных (кварца и др.). Глинистые минералы — водные алюмосиликаты — характеризуются наличием частиц исключительно малого размера и чешуйчатым строением. Реже встречаются брекчии, галечники, кремни, каменная соль и др.

Метаморфические горные породы образуются в результате изменения внутреннего строения, химического состава и физических свойств пород под влиянием высоких температуры и давления (кварциты, мраморы, слюдяные сланцы и др.).

С происхождением пород связаны их петрографические характеристики, в том числе структура (строение) и текстура (сложение). Под структурой понимают особенности строения, обусловленные формой, размерами и способом сочетания минеральных зерен. Различают кристаллически-зернистую и обломочную структуры.

Классификация пород по А.В. Пустовалову приведена в табл. 2.1.

Кристаллические структуры бывают равномерно-зернистые и разнозернистые; порфировая структура характеризуется вкраплением кристаллов больших размеров на общем фоне мелкокристаллической породы.

Та б ли ц а 2.1

Классификация пород по структурным признакам

Структура

Размеры

кристаллов,

мм

Характеристика

Крупнокристалличес

кая

Среднекристалличес

кая

Скрытокристалличес

кая

Пелитоморфная

> 1,0 0,1 —1,0 0,01-0,10 0,01

Кристаллы различаются невооруженным глазом Кристаллы видны в лупу

Кристаллы различимы под микроскопом

Кристаллы и форма различимы только под микроскопом

По размерам обломков классификация горных пород приведена в табл. 2.2.

Под текстурой понимают расположение и распределение различных по структуре минеральных агрегатов. Различают массивную, слоистую, сланцевую, полосчатую и другие текстуры. Основной текстурный признак осадочных пород — их слоистость. В некоторых породах слоистость выражена плитчатостью.

По строению горные породы подразделяются на кристаллические, аморфные и обломочные.

Кристаллическими бывают магматические и осадочные породы. Осадочные кристаллические породы образуются в результате выпадения из водных растворов или в результате химических реакций, происходящих в земной коре. К ним относятся соль, гипс, ангидрит, известняки, мел, доломиты и органогенные породы, являющиеся продуктами жизнедеятельности организмов.

Горные породы аморфного строения встречаются реже. К ним относятся естественные стекла — обсидианы, имеющие тонкокристаллическое или неполнокристаллическое строение, например кремни.

Важную группу составляют обломочные породы, которые образуются в результате выветривания, переноса под действием воды или ветра и дальнейшего их разрушения.

Горные породы могут быть однородными, неоднородными, изотропными и анизотропными.

Та б ли ц а 2.2

Классификация горных пород по размерам обломков

Размеры

Характер пород и сложение

частиц обломков

облом

Рыхлые

Сцементированные

Основные

ков, мм

Угловатые

Окатанные

Угловатые

Окатанные

структуры

> 1000

Глыбы

Крупные

валуны

-

-

-

100-1000

Мелкие

глыбы

Валуны

10-100

Щебень

Галечник

Брекчия

Конгло

мерат

Грубообло

мочные

(псефиты)

2-10

Дресна

Гравий

-

-

-

0,1-2

Песок

Песчаник

Песчаные

(псаммиты)

0,01-0,1

Алеврит

Алевро

лит

Мелкозем

листые

(алевриты)

< 0,01

Пелит

(глина)

Аргиллит

Глинистые

(пелиты)

Однородные породы обладают одинаковыми свойствами во всех точках, неоднородные - неодинаковыми свойствами в разных точках. Горные породы неоднородны по минералогическому составу. В большинстве случаев они полимине-ральны. Они неоднородны по механическому составу зерен в массе породы, их взаимному расположению, пористости, проницаемости, прочности, по степени уплотненности, трещиноватости и т.д.

Изотропные породы обладают одинаковыми свойствами во всех направлениях; анизотропные - неодинаковыми свойствами в разных направлениях. Анизотропией обычно обладают кристаллы, многие породы слоистой и полосчатой текстуры, сланцы, глины и др. Анизотропия горных пород обусловливается главным образом их слоистостью. Упругие свойства и прочность горных пород резко различаются в зависимости от направления действия сил по отношению к плоскости напластования.

В механике горные породы по характеру связей между частицами подразделяются на три основные группы: скальные (прочные), силы взаимодействия между частицами которых, главным образом, электрические; нескальные (глинистые породы, грунты) с взаимодействием коллоидальных частиц, адсорбирующихся    на    поверхности    обломков;    сыпучие

(раздельно-зернистые).

У прочных пород минеральные частицы связаны цементирующими веществами: кремнистыми (кварцевыми, халцедоновыми), железистыми, известковистыми, глинистыми, мергелистыми, гипсовыми и др. Наиболее прочные породы с кремнистой и железистой цементацией, наименее прочные -с глинистой и гипсовой. В первом случае имеем кварциты и кремнистые песчаники.

В нескольких (глинистых) породах минеральные частицы сцеплены коллоидными пленками кремнекислоты, а также пленочной, капиллярной водой и коллоидами глинистых и пылеватых частиц. Эти частицы - продукт механического распада и химического разложения минералов, они обладают малыми размерами (< 0,05 мм) и огромной удельной поверхностью. Поверхность этих частиц покрыта пленками воды, удерживаемыми электромолекулярными силами притяжения, достигающими у поверхности частицы нескольких сотен мегапаскалей. Молекулы воды образуют пленку толщиной в несколько десятков молекул так называемой прочносвязанной воды, вокруг которой располагается второй слой (под меньшим давлением) рыхлосвязанной воды. За этим слоем имеется свободная вода, заполняющая поры. Связанная вода обладает большими плотностью и вязкостью, чем обычная. Благодаря силам сцепления нескальная порода в сухом состоянии образует довольно прочную массу, которая во влажном состоянии в зависимости от количества воды переходит в пластическое и даже текучее состояние. Нескальные породы могут содержать также песчаные частицы, которые придают породе некоторую жесткость за счет трения между частицами.

Сыпучие горные породы представляют собой скопления не связанных друг с другом минеральных частиц (зерен, обломков). Главные минеральные компоненты песков - кварц, полевые шпаты и обломки различных пород и минералов. В меньшем количестве встречаются слюда, карбонаты, глауконит, пирит, магнетит и др.

Горные породы неоднородны по минералогическому составу, распределению зерен в массе породы, пористости и проницаемости, степени уплотненности и трещиноватости. Такая неоднородность играет весьма важную роль в процессах разрушения горной породы, их эффективности, так как неоднородность имеет большое значение при оценке их прочностных свойств.

2.2. МЕХАНИЧЕСКИЕ И АБРАЗИВНЫЕ

СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Способность горных пород реагировать на внешние воздействия изменением размеров, формы и целостности относится к механическим свойствам.

Способность горных пород изменять без разрушения форму и размеры в результате направленного на них силового воздействия называется деформируемостью.

Прочность горных пород - это способность их в определенных условиях воспринимать силовые воздействия без разрушения.

Реальная (техническая) прочность отличается от теоретической, под которой понимается прочность связи между элементарными частицами, слагающими идеальную кристаллическую решетку. Например, одностороннее растяжение ионного кристалла (по Г.С. Жданову) составляет 3000 МПа. Для реальных тел отношения теоретической прочности к технической достигают больших значений: для железа -    4500,

цинка - 2000, хлористого натрия - 600, кварца - 90.

Твердость пород - это их способность сопротивляться внедрению в них постороннего тела.

Горные породы могут деформироваться в пределах упругости и претерпевать пластические (остаточные) деформации.

Способность горных пород изменять форму и объем под влиянием силовых воздействий и полностью восстанавливать первоначальное состояние после устранения воздействий называется упругостью.

Способность горных пород изменять форму и объем под влиянием силовых воздействий и сохранять остаточные деформации после устранения воздействий называется пластичностью.

Горные породы при их нагружении характеризуются одновременным проявлением упругой и пластической деформаций, так как не являются идеально упругими или идеально пластическими телами.

Минералы в большинстве случаев деформируются как упругохрупкие тела: их разрушение характеризуется моментом, когда напряжения достигают предела упругости; деформации следуют закону Гука. Повышение температуры и всестороннего давления может привести к тому, что минералы будут деформироваться как упругопластические тела.

Горные породы деформируются, не следуя закону Гука; вследствие их дисперсного строения их связь между напряжением и деформацией носит сложный характер.

Упругое поведение тела, в том числе горных пород, может быть охарактеризовано модулем Юнга (упругости) Е, коэффициентом Пуассона ц или модулем сдвига G. Иногда необходимо знать модуль объемного сжатия к. Указанные константы изотропного тела взаимно связаны:

Е = 2G(1 + ц);

(2.1)

Т = 3к(1 - ц).

Для горных пород, которые относятся к анизотропным телам, константы Е и ц должны быть заданы в виде кривых в зависимости от направления.

Модуль упругости определяется рядом факторов. Различают модуль упругости Е, возникающий при однократном нагружении; модуль упругости Ен, получаемый в результате исключения остаточных деформаций методом многократной нагрузки и разгрузки; динамический модуль упругости Ед, вычисляемый по скорости распространения упругих волн. Они различны: ЕЕн < Ед.

Модули упругости, полученные при испытании образцов горных пород для различных видов деформации при растяжении Ер, изгибе Еи и сжатии Есж, неодинаковы: Ер < Еи <

<    Есж. Количественное соотношение примерно следующее: Еи/Ер = 1,1+3; Еи/ЕсЖ = 0,25+0,35.

Породы одного и того же минералогического состава, но разной степени уплотненности имеют разные модули упругости. Если породы находятся под все увеличивающимся напряжением, то они имеют повышенные значения Е.

Модуль упругости горных пород по мере увеличения глубины их залегания возрастает. Наибольшее влияние на модуль упругости оказывают минералогический состав, структура, текстура, условия залегания, природа вещества, заполняющего поровые пространства, и др.

Повышение песчанистости приводит к увеличению Е породы. Его значения определяются в основном модулем упругости основного породообразующего минерала, но Есжп <

<    Е

^сж.м'

Ниже приведены модули упругости при сжатии некоторых минералов:

Минерал................ Кварц    Кальцит    Гипс    Галит

Есж.м-10-6, МПа....    7,9-10    5,8-9,0    1,2-1,5    2,4-2,6

По мере увеличения карбонатности осадочных горных пород модуль упругости возрастает. При прочих равных условиях мелкозернистые породы имеют более высокий модуль Юнга, чем крупнозернистые.

Ниже представлены значения Есжп для горных пород:

Порода......................................... Глинистый    Известняк    Доломит

сланец

Есж.п'10-6, МПа......................................................1,5-2,5    1,3-2,5    2,1-16,5

Порода......................................... Мрамор    Песчаник    Кварцит

Есж_п-10-6, МПа......................................................3,9-9,2    3,3-7,8    7,5-10,0

Модуль упругости у горных пород с равномерно распределенной пористостью закономерно понижается с повышением пористости. Породы одинаковой пористости, но разного минералогического состава (кварциты, граниты, мраморы) в пределах нагрузок 10-100 МПа имеют примерно одинаковое значение Е.

По Л.А. Шрейнеру, для целей бурения модуль упругости можно определить по формуле

Е _ Р(1 - ц ) ш _ т- '

где Еш - модуль упругости породы при вдавливании цилиндрического штампа, Па; р - нагрузка на штамп, соответствующая деформации, Н; ц - коэффициент Пуассона; dm -диаметр штампа, м; ^уп - упругая деформация, м.

Модуль упругости Еш, кроме того, зависит от пористости пород, минералогического состава, направления действия деформирующих сил по отношению к слоистости породы и т.д.

Если Ец - модуль упругости параллельно, а Е± - модуль упругости перпендикулярно к напластованию, то Ец/Е±, для глинистых пород доходит до 2, для песчаников - до 1,2, для алевролитов - до 1,4. Это отношение характеризует степень упругой анизотропии горной породы.

С увеличением влажности горных пород модуль упругости существенно снижается. По Л.А. Шрейнеру, горные породы в зависимости от модуля упругости подразделяются на восемь категорий.

Коэффициент Пуассона ц для горных пород - величина, изменяющаяся в пределах 0,10-0,45. Ниже приведены значения ц для горных пород:

Порода............. Глины пластичные Глины плотные    Глинистые    сланцы

ц....................................................0,38-0,45    0,25-0,35    0,10-0,20

Порода............. Известняки    Песчаники Каменная соль    Гранит

ц....................................................0,28-0,33    0,30-0,35    0,44    0,26-0,2

Коэффициент Пуассона уменьшается с увеличением деформирующей нагрузки: для известняка изменение нагрузки в пределах 10-250-500 Н приводит к уменьшению ц до 0,28.

Направление приложения нагрузки, параллельное и перпендикулярное к напластованию, показывает, что ц > ц±. Модуль сдвига и модуль объемного сжатия горных пород вычисляют, определив Е и ц.

Л.А. Шрейнер и другие показали, что коэффициент Пуассона зависит от метода испытаний: при динамических испытаниях он меньше, чем при статических, и в некоторых случаях во много раз (для доломитов и известняков, например, в 1,7-2,1 раза).

Изучение процессов разрушения горных пород и исследование устойчивости горной выработки часто требуют знания их сжимаемости. Она характеризуется коэффициентом объемного сжатия

в _^ dV,

V0 dp

где V0 - объем при нормальных значениях давления и температуры; dV — уменьшение объема при увеличении давления на dp.

Горные породы под действием всестороннего давления уменьшают свой объем следующим образом: для большинства горных пород в = 10-6^10-7, т.е. объем горных пород при увеличении давления на 0,1 МПа уменьшается на несколько миллионных или даже десятимиллионных долей их первоначального объема. С увеличением давления коэффициент объ-емного сжатия горных пород уменьшается. Например, для известняка при небольших давлениях значение в высоко и составляет (2,3^2,7)-10-6, а при давлениях выше 200 МПа оно достигает 1,39-10-6, т.е. значений в для кальцита, остающегося несжимаемым вплоть до давления 1000 МПа.

Горные породы принято делить на хрупкие и пластичные при обычных условиях. Изменение условий испытания перемещает границу между хрупкостью в ту или иную сторону. По B.C. Федорову, хрупкость, а значит, и пластичность, следует рассматривать как состояние тела, а отнюдь не как свойство материала. B понятие состояния горных пород входят: структура, дефекты и искажения, относящиеся к самим зернам (решеткам), их поверхности и к веществу, связывающему зерна, температура и время действия сил и их значение. При определенных сочетаниях этих факторов горные породы могут вести себя как хрупкие или как пластичные тела. Л.А. Шрейнер с сотрудниками на основании экспериментов при вдавливании штампа в образцы горных пород классифицировал их на упругохрупкие, упругопластичные и не дающие общего хрупкого разрушения. При этом были установлены и характерные кривые деформации.

При построении и анализе диаграммы (рис. 2.1) деформации в координатах р — ^ (соответственно нагрузка в ньютонах и деформация в микрометрах) тангенсы углов наклона АВ (а) и ВС1) характеризуют упрочаемость породы при пластическом деформировании: точка А пересечения линий 0А (в упругой области) и АВ (в пластической области) дает значение нагрузки Р0, по которому можно судить о пределе текучести.

Л.А. Шрейнер с сотрудниками под мерой пластичности понимают некоторый коэффициент Кп, получаемый как отношение общей работы, затраченной до разрушения (площадь 0АВСД), к работе упругих деформаций (площадь 0EL). Точка С соответствует значению нагрузки Р, при которой наступает общее разрушение образца горной породы под штампом.

Для упругохрупких пород Кп принимается равным единице. Породы осадочной толщины к этой категории практически не относятся. Для этих пород Кп удовлетворяется неравенством 1 < Кп < 6. К ним относятся известняки, доломиты, песчаники и другие породы.

Породы, для которых Кп > 6, относят к классу пород, "не дающих общего хрупкого разрушения". К ним относятся глинистые сланцы; Кп, равный практически бесконечности, характеризует глины.

Пластические свойства горных пород существенно изменяются с изменением их минералогического состава и пористости. Например, при постоянной пористости Кп горной породы увеличивается по мере уменьшения ее карбонатности или глинистости. Породы с постоянной карбонатностью показывают увеличение Кп с ростом пористости.

Л.А. Шрейнер и его сотрудники считают, что по пластичности горные породы можно разделить на шесть категорий:

Категория пород............................................1    2    3    4    5    6

Коэффициент пластичности 1    1—2    2 — 3    3 — 4    4 — 6    6

Прочность — одно из основных свойств горных пород. Ее можно определить как сопротивление тел механическому разрушению. Характер деформации играет существенную роль. Наиболее часто используются данные по пределам прочности при разрыве Яр (растяжение), изгибе Ли, сжатии Лсж, скалывании т5 (сдвиге, срезе).

Понятие о твердости менее определенно, и применительно к внедрению долота, условно состоящего из своеобразных клиньев ("штампов"), может быть сформулировано как сопротивляемость горной породы внедрению в нее штампа. Это есть прочность тела при вдавливании в него другого тела. Между показателями прочности и твердости существует корреляционная связь. Прочность горных пород зависит от ряда факторов, главные из которых — минералогический состав, размер и форма зерен кристаллов породы, структура, текстура, тип цемента, количественное соотношение между цементом и материалом породы, пористость и слоистость, уплотненность, перемятость, водонасыщенность и некоторые другие. Значительное влияние на прочность оказывают вид деформации, масштабный фактор, скорость приложения нагрузки и др. Рассмотрим некоторые из них.

Прочность материалов определяется силами сцепления и внутреннего трения. Между прочностью горных пород и их сцеплением существует прямая связь. Интенсивность сцепления С можно определить через предел прочности при сжатии Ясж и угол внутреннего трения ф

C = Дсж(1 - sinф)

2 sin ф

или через предел прочности на разрыв Яр

C = Rp(1    + sin ф)

2 sin ф

Интенсивность сцепления численно почти равна пределу прочности при разрыве: С « Яр.

По сечению образца горной породы прочность не везде одинакова: ее значения максимальны при разрушении зерна породы, меньше — в местах связи зерен и равны нулю в порах, трещинах.

Интенсивность сцепления часто определяется из условия разрушения на сдвиг, что обусловлено силами сцепления и силами трения. B общем случае сдвиг происходит не по плоскости, а по некоторой зоне толщиной, превышающей размер частиц породы. Силу внутреннего трения f принято оценивать коэффициентом или углом внутреннего трения ф, 1дф = f; ф = 2у0 — 90°, где у 0 — определяемый экспериментальным путем угол некоторой площадки с в образце породы к горизонту, на которой при приложении нагрузки устанавливается равновесие сил (рис. 2.2).

Главные породообразующие минералы обладают различной прочностью; наивысшая прочность, достигающая 500 МПа, у кварца. При прочих равных условиях во всех

Рис. 2.2. Схема разрушения образца породы под действием сжимающих усилий

осадочных горных породах с увеличением количества растворенного кварца прочность возрастает. Прочность кварцитов и кремния достигает 300 — 500 МПа, у карбонатных пород она меньше. Так, прочность основных породообразующих минералов кальцита и доломита составляет соответственно 160 и 200 МПа. Прочность обломочных сцементированных пород определяется минеральным    р \


составом цементирующего вещества. Наиболее слабые места этих конгломератов находятся на поверхностях контакта обломочного и цементирующего материалов.

По B.C. Федорову, прочность на разрыв горных пород выше, если зерна, ее составляющие, меньших размеров. Прочность на скалывание слабо зависит от размера зерен. Разнозернистые горные породы характеризуются повышенной прочностью по сравнению с теми, у которых размеры зерен примерно одинаковы.

Как правило, горные породы, имеющие "цемент" соприкосновения, менее прочны, чем породы, имеющие цемент пор. При прочности цементирующего вещества ниже прочности классических зерен породы с базальным цементом оказываются более прочными, чем породы с цементом пор.

Прочность пород при сжатии с низкой пористостью (0,5 — 2,0 %) существенно зависит от формы и характера взаимного расположения зерен. Так, у сланцев она при этом изменяется от 70 до 250 МПа.

Еще большее влияние эти факторы оказывают на известняки.

Увлажнение горных пород приводит к снижению их прочности: для глинистых пород падение прочности весьма резкое; скальные породы снижают прочность значительно меньше — до 20 — 30 %. Увлажнение до 16—18 % повышает, а водонасыщение резко снижает прочность песков. Насыщение пород нефтью понижает их прочность.

Прочность при сжатии горных пород возрастает с увеличением уплотнения по линейному закону. B.C. Федоров считает, что прочность пород увеличивается от свода к крыльям с ростом глубины залегания.

Существенное влияние на прочность горных пород оказывает вид деформации. При прочих равных условиях пределы прочности при растяжении Я р, скалывании Яс, изгибе Яи и одноосном сжатии Ясж располагаются в следующем порядке:

Яр < Яс < Яи < Ясж.

Ориентировочно их соотношения для разных пород вы -ражаются значениями

Rp_

_ 1

. 1

Я

сж

_ 20

’ 35

Яс

_ 1 .

1 ;

Я

сж

_ 6 ’

13 '

Яи

_ 1

1.

Я

сж

_ 10

3.

При испытании образцов горных пород четко проявляется закономерность: при увеличении линейных размеров кубиков от 2 до 10 см наблюдается резкое увеличение предела прочности на сжатие. У образцов размером от 10 до 20 см Ясж возрастает, но менее выраженно, приближаясь к некоторому значению. Прочность зерен закономерно уменьшается с увеличением размера зерен. B.C. Федоров построил характерную кривую, дающую наглядное представление о влиянии линейных размеров (масштабный фактор) на прочность минералов и образцов горных пород (кубиков) при одноосном сжатии (рис. 2.3).

Результаты испытаний горных пород на одноосное сжатие существенно зависят от скорости приложения разрушающих усилий. Так, при изменении скорости нарастания напряжения от 1,9 до 4,0 МПа/с прочность испытуемых пород возрастала от 155 до 175 МПа. По B.C. Федорову, при "мгновенном" действии разрушающих сил прочность известняков, песчаников, глинистых сланцев увеличивается на 10—15 % по сравнению с

/


Рис. 2.3. Влияние линейных размеров (масштабный фактор) на прочность минералов и горных пород при одноосном сжатии:

1 — зона зерен минералов; 2 — зона    крупных    образцов

(кубики) замедленным приложением сил. Аналогичная закономерность прослеживается и в случае испытания других горных пород. Скоростной эффект большее влияние оказывает на пластичные породы, меньшее — на хрупкие.

Горные породы разрушаются и при нагрузках, меньше критических, но действующих в течение продолжительного времени. Bременная прочность пород зависит от наличия или отсутствия дефектов в образцах.

Твердость горных пород является одним из свойств, представляющих интерес с позиции механики разрушения. Существует несколько способов определения твердости горных пород. Наиболее известный — по шкале Мооса. Твердость породы определяется направлением (оставлением риски) с помощью указанных минералов. Номер минерала, который первым наносит риску на испытуемом материале, определяет его цифровую характеристику.

Другой возможный метод определения твердости горных пород — динамический метод Шора. Л.А. Шрейнер установил зависимость между твердостью минералов шкалы Мооса, измеряемой прибором Кнупа, ркн и коэффициентом отскока к на приборе Шора: ркн = 18(1,054)100к2.

B последние годы получил распространение метод определения твердости горных пород, разработанный Л.А. Шрей-нером и его сотрудниками. Сущность метода заключается во вдавливании в плоскую, хорошо отшлифованную поверхность испытуемого тела, пуансона (штампа), имеющего плоское основание и известный диаметр, с замером нагрузок, деформации до разрушения, параметров зоны разрушения, а также в вычислении показателей механических свойств.

Деформацию измеряют с помощью индикатора с точностью отсчетов от 0,001 до 0,002 мм в зависимости от условий испытания. Нагрузка на пуансон прилагается ступенями, ее повышают через малые интервалы, внутри каждого из которых деформация должна пройти до конца.

Затем строят график зависимости деформаций от напряжений — кривую деформации при вдавливании штампа (см. рис. 2.1).

Несколько условно кривую деформации делят на участок 0А — область упругой деформации и участок АВ — область пластической деформации с последующим хрупким разрушением. При испытании хрупких пород участок АВ будет отсутствовать. Пластичные породы не имеют хрупкого разрушения. B этом случае за меру твердости принимается предел текучести, чему соответствует точка Р0 на ординате Р.

Нагрузка Р0, отнесенная к площади штампа S, представляет собой предел текучести (в Па): о0 = P0/S.

Упругие свойства пород могут с некоторой степенью приближения характеризоваться наклоном прямой 0А к оси абсцисс. Приближенное значение модуля упругости горной породы при нагрузке, соответствующей любой точке прямой 0А, может быть определено из зависимости Е = 0,94Р/2ае, где е - деформация, соответствующая нагрузке Р; а - радиус штампа.

Коэффициент пластичности принимается равным отношению общей работы, затрачиваемой для хрупкого разрушения (площадь 0АВСД), к работе упругих сил (площадь 0EL).

Для горных пород, которые не дают общего хрупкого разрушения (пластичные породы), коэффициент пластичности принимается условно равным бесконечности.

B табл. 2.3 приводятся механические свойства некоторых горных пород.

По Л.А. Шрейнеру, породы делятся на три группы, включающие 12 категорий:

К первой группе относятся породы, не дающие общего хрупкого разрушения (слабосцементированные пески, мергели с прослоями песка, суглинки, известняк-ракушечник, мергели и др.); ко второй - упругопластичные породы (сланцы, доломитизированные известняки, доломиты, кварцево-карбо-

Та б ли ц а 2.3

Механические свойства горных пород (по Л.А. Шрейнеру)

Горные породы

Твердость,

МПа

Коэффициент пластичности

Модуль упругости Е-10-1, МПа

Глины

Аргиллиты

Мергели

Песчаники кварцевые

Известняки

Гипсы

Кремнистые породы

100-250 250-500 50-250 250-2500 1000-2000 250-500 > 5000

>    1-3

>    1-3

1-3

>    1-4

2-6

>    1-6 1-3

0,25-0,5 0,5-1,0 < 0,5 0,5-5,0 1-5 0,5-2,5 > 10

натные и др.); к третьей - упругохрупкие, как правило, изверженные и метаморфические породы. Из осадочных пород к последней группе относятся кварциты, кремни и окрем-нелые карбонаты. B основном эта шкала совпадет с 12балльной шкалой геологоразведочного бурения. Многолетний опыт бурения подтверждает ее практическую целесообразность.

Подавляющее большинство горных пород, слагающих нефтяные и газовые месторождения, относятся к первым восьми категориям (табл. 2.4).

По пластичности горные породы Л.А. Шрейнер разделил на шесть категорий (табл. 2.5). К первой относятся упругохрупкие; ко второй, третьей, четвертой и пятой - упругопластичные и к шестой - не дающие хрупкого разрушения и упругопластичные породы с коэффициентом пластичности кп > 6, так как они по своему поведению при разрушении близки к породам, не дающим хрупкого разрушения.

По методике Л.А. Шрейнера весьма трудно отличить высокопластичную породу от высокопористой. Пластичность пород этих видов условно принимается равной бесконечности, когда у них вполне определенный коэффициент пластичности.

Методика Л.А. Шрейнера является весьма трудоемкой, поэтому используется только при научных исследованиях. Из-за сложности оборудования и требований высокой квалификации операторов и специалистов в производственных условиях она пока не применяется.

Твердость горных пород, определенная по описанной методике, значительно выше предела прочности на сжатие.

Аналитически (по Генки) твердость (прочность при вдавливании цилиндра с плоским основанием) может быть выражена так:

Рш = Рсж(1 + 2п).

Твердость, рассчитанная по этой формуле, в 7 раз выше предела прочности при сжатии рсж. Практически эта формула относительно точна для тех малопрочных пород (глин, глинистых сланцев), при определении твердости которых нормальные сжимающие напряжения в момент разрушения невелики.

Поскольку прочность и твердость горных пород взаимосвязаны, на последнюю оказывают влияние те же факторы и в том же направлении, что и на твердость. Твердость горных пород в определяющей степени зависит от минералогического состава. Твердость горных пород существенно зависит от

Г руппа

Мягкие

Средние

| Твердые | Крепкие

Очень крепкие

Категория

О 2

3 | 4

1 5 | 6 | 7 | 8

9 | 10

1 11 1 12

Твердость рш, 103 МПа

0,1

2,5

2,5-5

5-10

10

15

15

20

20

30

30

40

40

50

50

60

60

70

70

0,1

Горные породы


Глинис

Глины

Мергели


тые

Аргиллиты, глинистые сланцы

Окремнелые глинистые породы


Об-

ло-

моч


Пес-

ча-

ни

ки

квар

це-

вые


С глинистым

базальным

цементом




С глинистым

поровым

цементом




С карбонатным и сульфатным базальным цементом


а


1





Але-

вро-

ли

ты

квар

-це-

вые


С контактным

кварцевым

цементом


1




С

регенерационным кварцевым цементом


1:ШШ1


С глинистым


Горные породы

Класс

Хруп

кие

Пластично-хрупкие

Не

даю

щие

раз

руше

ния

Подкласс

Хруп

кие

Мало-

плас

тичные

Сред-

неплас

тичные

Пластичные

Очень

плас-

тич-

ные

Категория

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6

Коэффициент пластичности кп

1

> 1-2

2-3

3-4

4-6

> 6

Глины

ж

ш

ш

ШШ

Мергели

ш

Аргиллиты,

глинистые

сланцы

¦

¦

1

Окремнелые глинистые породы

¦

¦

06-

ло-

моч-

ные

Пес

чани

ки

квар

цевые

С глинистым

базальным

цементом

Я

¦

С глинистым поровым цементом

¦

С карбонатным и сульфатным базальным цементом

лр

С контакным

кварцевым

цементом

и

lllll

ш

т

Але

вро

литы

квар

цевые

С регенерационным кварцевым цементом

ш

И

С глинистым базальным цементом С глинистым поровым цементом

ill

ш

¦

С карбонатным базальным цементом

llfll

И

Горные породы

Класс

Хруп

кие

Пластично-хрупкие

Не

даю

щие

раз-

руше

ния

Подкласс

Хруп

кие

Мало-

плас

тичные

Сред-

неплас

тичные

Пластичные

Очень

плас-

тич-

ные

Категория

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6

Коэффициент пластичности кп

1

> 1-2

2-3

3-4

4-6

> 6

С контактным кварцевым цеметом

11

в

И

1

С регераци-онным кварцевым цементом

ш

Я

Кар-

бо-

нат-

ные

Из

вест

няки

Пелитоморф-

ные

llli

IIIIII

шш

IIIIII

Мелкозерни

стые

IIIIII

IIIIII

Органогенные, органо-генно-обломочные

||

¦

¦

¦

¦

Доло

миты

Пелитоморф-

ные

II

шш

IIIIII

Мелкозерни

стые

Жй

шш

IIIIII

шш

Среднезерни

стые

щ

|||||||

1Ш1

Галоидные и сульфатные

Каменная

соль

щи

Гипс

W///M

WA

Ангидрит

V//////A

W/////A

Кремнистые

’тт

т

содержания в них кварца и полевых шпатов. Присутствие кварца влияет на твердость глинистых пород некарбонатного типа, меньше - на твердость глинистых пород и чистых мергелей. Твердость в этой группее пород изменяется линейно, пропорционально количеству присутствующего кварца. Твердость глинисто-карбонатных пород существенно зависит от карбонатной составляющей, а песчаников и алевролитов - от типа цементирующего материала. При прочих равных условиях твердость повышается от типа цемента (слева направо): глинистый ^ гидрослюдисто-глинистый ^ карбонатный ^ базальтовый.

Существенно влияют на твердость структура породы и пористость. Некоторые факторы влияют на Ясж и твердость неодинаково и в противоположных направлениях: например, геотектонический фактор - предел прочности при сжатии Я± перпендикулярно к напластованию больше предела прочности R|| параллельно напластованию (R > Лц), тогда как для твердости результаты прямо противоположны, причем R > > Л±; Л||1 = 1,1*1,8.

На твердость горных пород оказывают влияние техникотехнологические факторы: масштабный, формы и скоростной. Чем выше твердость горной породы, тем отчетливее влияние масштабного фактора, и чем больше размеры площади штампа, тем выше твердость (до определенного размера).

Твердость имеет наименьшие значения при внедрении заостренных наконечников (конусы, клинья) и наибольшие -при плоских торцах при прочих равных условиях. При мгновенном приложении нагрузки твердость горной породы выше, чем при медленном вдавливании, причем эффект в данном случае больший, чем при определении Лсж.

Твердость должны определять по стандартной, отработанной методике при проверенных и установленных техникотехнологических факторах (форма, скорость нагружения, размеры образца и штампа, угол внедрения штампа в образец, плоскость поверхности и др.).

При оценке рабочего инструмента для разрушения горных пород существенную роль играет характер разрушения пород различного класса. Для упругохрупких и упругопластичных пород зоны разрушения гораздо больше зоны контакта породы и штампа; для пород, не дающих хрупкого разрушения, размеры разрушения и контакта одинаковы (рис. 2.4). Углубление в последнем случае больше.

Отношение глубины погружения штампа после разрушения породы 6 к ее деформации Е (упругой и пластичной) до разрушения является показателем, по которому породы делятся на различные классы. Для упругохрупких пород отношение 6/Е > 5,0, для упугопластичных оно равно 2,5-5,0 и для пород, не дающих хрупкого разрушения, равно единице.

Для оценки сопротивляемости горных пород разрушению при бурении пользуются также понятием критического напряжения окр. По B.C. Федорову, критическое напряжение -это отношение нагрузки на долото рд, при которой начина-58 ется активное объемное разрушение породы, к первоначальной площади контакта. Величина окр характеризует сопротивление породы проникновению в нее рабочих элементов долота и определяется из данных бурения.

Эта величина и твердость по штампу (по Л.А. Шрейнеру) имеют одинаковую физическую сущность и между ними устанавливается корреляционная связь. Твердость по Л.А. Шрейнеру определять проще, чем окр, поэтому она более предпочтительна.


Рис. 2.4. Схемы разрушения пород при вдавливании штампа:

а, б - для пород упругохрупких и упругопластичных; , - для пород, не дающих общего хрупкого разрушения


Абразивная способность горных пород - это способность изнашивать разрушающий их инструмент. Это понятие связано с понятием о внешнем трении и износе. Абразивная способность горных пород и механизм ее проявления пока еще недостаточно изучены.

Суммируя отдельные, порой субъективные и противоречивые данные, B.C. Федоров выделил основные положения абразивной способности горных пород применительно к бурению, которые приведены ниже.

Главная причина абразивного износа твердых тел - неровности на соприкасающихся поверхностях. Поверхности касаются только в точках контакта. В случае не очень больших давлений на соприкасающихся поверхностях площадь истинного контакта составляет лишь 2-10-5 - 2-10-4 части полной площади поверхности, т.е. весьма малую ее часть.

Соприкасающиеся поверхности находятся под действием точечных нагружений. Число мест контакта значительно, но площадь их соприкосновения мала. В точках контакта поверхность подвергается одновременному действию усилий, направленных вдоль и нормально к поверхности. Тогда процесс абразивного износа определяется большим числом отдельных царапаний и сколов, вызывающих непрерывное соскабливание с рабочих поверхностей разрушающего инструмента стружек и соскобов.

В общем случае абразивный износ - процесс весьма сложный. В одних участках обеспечивается механическое сцепление (царапание), и здесь сопротивление трения обусловливается прочностью на срез - взаимно внедрявшихся элементов поверхности. В других участках обеспечивается молекулярное сцепление и сопротивление разрушению связано с преодолением молекулярных сил. Практически при бурении молекулярными силами можно пренебречь.

Объемный износ

V = 6^vpfs,

где 6 - коэффициент износа; ^ - кинетический коэффициент внешнего трения; р - твердость горной породы, f -площадь соприкосновения трущихся поверхностей; s - путь трения.

Тогда для одного и того же изнашивающегося материала при прочих равных условиях при соприкосновении с разными породами (в пределах определенного класса) можно записать:

V1/V2 = ЦР/ЦР

где ц1, р1 - соответственно коэффициент внешнего трения и твердость одной породы: ц2, р2 - то же, другой породы.

Следовательно (по В.С. Федорову), для бурения мерой относительной абразивной способности горной породы может служить произведение коэффициента внешнего трения и твердости. Тогда факторами, определяющими абразивную способность горных пород, являются факторы, влияющие на ее твердость, и кинетический коэффициент внешнего трения. На последний существенное влияние оказывают твердость горных пород, размер и форма зерен, слагающих породу, нормальное давление, скорость скольжения, среда, в которой находятся трущиеся поверхности, температура и некоторые другие.

Коэффициент трения о породу тем больше, чем выше ее твердость при одинаковом минералогическом и зерновом составе, что объясняется затрудненным выламыванием зерен из породы повышенной твердости, а также тем, что разрушающий инструмент царапается более интенсивно.

По тем же причинам ^v выше при трении о мелкозернистые породы с остроконечными и ребристыми зернами, чем при трении о крупнозернистые породы с окатанными зернами.

При трении инструмента о породу (нешлифованную) коэффициент ^v является возрастающей функцией нормального давления вплоть до момента, когда это давление не станет равным твердости породы. В дальнейшем ^v остается примерно постоянным.

Для расчетов при бурении в реальных породах ^v следует определять при нормальных давлениях на трущихся поверхностях. Установлено, что при росте скорости скольжения коэффициент трения изменяется, имея максимум; при увеличении нормального давления максимум ^v смещается в сторону меньших скростей. При сухой чистой поверхности горных пород коэффициент трения имеет наивысшие значения для данной пары. Смоченная водой порода для той же пары имеет более низкие значения ^v, которые еще более снижаются при покрытии поверхности горной породы буровым раствором.

Температура выше 200 °С способствует повышению коэффициента трения. В случае применения твердосплавных разрушающих инструментов влияние температуры начинает проявляться при более высоких ее значениях.

2.3. ВЛИЯНИЕ ВСЕСТОРОННЕГО ДАВЛЕНИЯ, ТЕМПЕРАТУРЫ И ВОДОНАСЫЩЕНИЯ НА НЕКОТОРЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Гравитационные силы, тектонические напряжения, давления насыщающих породу флюидов вызывают напряженное состояние, испытываемое горными породами в земной коре и называемое горным давлением р г, которые принято определять в зависимости от плотности р0 вышележащих пород и глубины рассматриваемой точки z, т.е. рг = = P0^z.

Давление, обусловленное сопротивлением массива радиальной деформации выделенного объема породы, называется боковым давлением ро и зависит от горного давления рг.

Ро = Т^- Pг,

1- ^

где ^ - коэффициент Пуассона.

Наконец, флюиды, находящиеся в пластах под определенным так называемым поровым давлением, в особенности вода, оказывают весьма серьезное влияние на поведение горных пород и их свойства в конкретных условиях. Наиболее полно изучено влияние всестороннего сжатия на изменение поведения горных пород, хотя при этом возникают значительные сложности.

В.В. Булатов на основании большого количества экспериментальных работ пришел к следующим выводам.

1. Твердость глинисто-карбонатных пород существенно зависит от всестороннего сжатия. Чем меньше твердость, тем заметнее влияние на нее всестороннего давления. Особенно интенсивен рост твердости при давлении 70-80 МПа.

Для песчано-алевролитовых горных пород закономерности изменения твердости при повышении всестороннего давления те же, но наибольшее повышение твердости пород наблюдается при давлении до 30 и выше 80 МПа.

2.    Пластические свойства глинисто-карбонатных пород изменяются в условиях всестороннего давления следующим образом.

С повышением всестороннего давления предел текучести и коэффициент пластичности пород увеличиваются, при этом темп "упрочнения" пород под штампом возрастает. При определенном давлении коэффициент пластичности к для каждой породы скачком изменяется до к = ». Чем выше коэффициент пластичности породы, тем заметнее влияние давления на рост последнего. С увеличением давления темп роста коэффициента пластичности снижается.

В.В. Булатовым установлена зависимость механических свойств горных пород, определенных методом вдавливания, от совместного влияния давления и температуры. Он показал, что известняки верхнего мела (Чечня и Ингушетия), находящиеся в условиях высокой температуры, с ростом давления переходят в категорию пород, не дающих хрупкого разрушения.

С увеличением давления предел текучести пород при температуре 150 °С возрастает. Темп роста предела текучести

превышает увеличение давления. Предел текучести и твердость пород при постоянном давлении (30 МПа) уменьшаются с ростом температуры. При постоянной температуре с ростом давления условный коэффициент пластичности горных пород увеличивается: наиболее интенсивный рост его прослеживается до давления 20 - 25 МПа. При постоянном давлении с ростом температуры коэффициент пластичности понижается, особенно интенсивно при увеличении температуры до 100 °С.

Весьма своеобразно влияние жидкости, особенно воды, на поведение горных пород при воздействии всестороннего сжатия.

Б.В. Байдюк и Л.А. Шрейнер изучили влияние напряженного состояния и влажности на устойчивость глинистых пород в скважинах. Они пришли к выводу, что пластичные глинистые породы могут сохранять устойчивость до значительных глубин даже при небольшой плотности жидкости, если не происходит их увлажнение, которое существенно снижает прочностные свойства. Поэтому резко уменьшается глубина устойчивого состояния ствола, сложенного из этих глин.

Общая закономерность для всех горных пород - уменьшение прочности при насыщении их водой.

Вода, и особенно вода с растворенными в ней поверхностно-активными веществами (ПАВ), существенно понижает (эффект П.А. Ребиндера) поверхностную энергию горной породы (чем выше избыточная поверхностная энергия, тем больше прочность породы), тем самым уменьшая ее прочность и твердость.

Жидкость, находящаяся в порах горной породы, также оказывает влияние на ее свойства. В случае неизолированного образца (массива) горной породы при создании гидравлического давления в поры породы будет проникать жидкость, создающая давление. В этом случае на скелет породы действует разность между внешним гидравлическим и поровым давлениями. Если разность мала, что обычно наблюдается, то механические свойства породы при создании всестороннего гидравлического сжатия заметно не изменяются. Если при всестороннем гидравлическом сжатии прочность породы повышается, то поровое давление способствует снижению предела текучести и прочности.

Известно, что горные породы в условиях их разрушения на забое скважины не находятся в объемно-напряженном состоянии в пределах зоны разрушения и предразрушения (А.Ф. Афанасьев). При наличии капиллярного давления, равного 200 — 250 МПа, жидкость проникает в трещиноватые участки забоя, образуемые долотом, и устраняет всестороннее давление в области разрушения. В условиях забоя скважины в процессе разрушения порода не изолирована от воздействия бурового раствора и его фильтрата. Следовательно, в процессе разрушения породы забоя жидкость бурового раствора фильтруется сквозь забой, что способствует уравновешиванию гидростатического давления в пределах глубины проникновения жидкости.

Прочностные и пластические свойства горных пород при вдавливании штампа в условиях всестороннего давления проявляются эффективнее, если скорость фильтрации жидкости через верхний торец образца мала по сравнению со скоростью вдавливания штампа. И наоборот, если фильтрация жидкости опережает внедрение штампа, происходит частичное (или полное) уравновешивание гидростатического давления. При полном уравновешивании гидростатического давления на поверхности образца и на глубине внедрения штампа эффект упрочнения полностью снимается; порода деформируется как в атмосферных условиях.

В низкопроницаемых горных породах наиболее активная фильтрация жидкости через поры (в отличие от закона Дарси) начинается только по достижении некоторого всестороннего давления, зависящего от проницаемости пород (при высокопроницаемых — от вязкости бурового раствора). Такое увеличение давления способствует упрочнению пород. С превышением этого значения давление в порах уравновешивается, и эффект всестороннего давления снимается (В.Ф. Целовальников и др.).

Интересны выводы по изменению механических свойств горных пород при испытании их с фильтрующимися (дистиллированная вода) и нефильтрующимися (масляная вода) жидкостями.

1. Испытание пород в нефильтрующейся жидкости приводит к росту прочностных и пластических свойств при увеличении давления от атмосферного до 100 МПа. В случае фильтрующихся жидкостей указанные свойства определяются физико-механическими характеристиками жидкостей.

2.    В фильтрующихся жидкостях с ростом давления от 50 до 75 МПа увеличиваются площадь зоны разрушения и объем 66 разрушенной породы под штампом, особенно заметно при давлении 25 — 50 МПа. На размеры и объем зоны разрушения весьма существенно влияет вязкость фильтрующейся жидкости.

3. В случае нефильтрующейся жидкости площадь зоны разрушения и объем разрушенной под штампом породы уменьшаются по гиперболическому закону, а при давлении 50 МПа площадь зоны разрушения соизмерима с площадью штампа.

2.4. ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗРУШЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД

Горные породы разрушаются вследствие отрыва (от нормальных напряжений) или сдвига, скалывания, среза (от касательных напряжений). При сжатии порода разрушается преимущественно на скалывание, при растяжении — на отрыв. Разрушение горных пород — процесс сложный, и разрушения на скалывание и отрыв сопровождают друг друга.

Процесс разрушения требует времени и происходит постепенно, но с различной скоростью. Разрушение обычно проходит по контактным поверхностям отдельных минеральных зерен. Продолжительность разрушения для одной и той же породы при прочих равных условиях определяется нагрузкой, температурой, активностью среды, напряженным состоянием и т.д.

При бурении скважин разрушение горных пород долотами различного типа может быть поверхностным и объемным. Первый вид разрушения обычно неэффективен — он сводится к дроблению, истиранию, выламыванию из массива и проталкиванию в направлении движения инструмента частиц породы. Не вдаваясь в более подробное рассмотрение процесса, связанного с возникновением своеобразного клина из выломанных и передвигаемых частиц, создающих распор и способствующих разрушению породы, а также механизма их истирания, остановимся на объемном разрушении горных пород.

Очевидно, разбуривание породы долотом с известным приближением можно рассматривать как процесс вдавливания в породу наконечника (штампа) с плоским и криволинейным основаниями.

Переход от меньшей степени нагрузки на штамп к большей изменяет скорость деформации. При этом различаются три фазы напряженного состояния породы под штампом: уплотнение (затухание деформации), предельное равновесие (разрывы и сдвиги) и разрушение.

В первой фазе скорость деформации уменьшается до нуля; в скальных породах при этом деформации являются упругими; в глинистых пластичных породах первая фаза — это фаза уплотнения. При разрушении горных пород первая фаза характеризуется поверхностным разрушением.

Во второй фазе скорость деформации не затухает, и при некоторой нагрузке деформация ползучести становится постоянной. Внешним проявлением второй фазы деформации, по В.С. Федорову, являются появление скалывания по контуру давления в хрупких породах (появление клинообразного углубления) или пластические деформации у пластичных пород. При всестороннем сжатии (под штампом сферической формы) порода характеризуется физико-механической неоднородностью. Любой дефект — вероятный очаг концентрации перенапряжений, вызывающий рост трещин.

При увеличении напряжения и росте сети трещин в породе возникают поверхности следующих друг за другом сдвигов, характеризующих деформации. Происходит объемное разрушение породы, причем в реальных горных породах, характеризующихся наличием дефектов, процесс разрушения идет и при нагрузках более низких, чем критические, но медленно. Длительность второй фазы определяется нагрузкой и условиями, в которых происходит процесс разрушения (температура, активность и т.д.).

Третья фаза, по В.С. Федорову, — это фаза прогрессивного роста деформаций, фаза объемного разрушения. Для скальных пород она длится доли секунды.

Три фазы разрушения составляют полный цикл разрушения горный породы. Ярко выраженный скачкообразный характер наблюдается у хрупких прочных пород. У хрупких, но менее прочных пород цикличность повторяется, но скачкообразный характер не столь ярко выражен. Малопрочным породам свойствен еще более плавный характер разрушения. При разрушении пластичных глин скачкообразности вообще не наблюдается.

При ударном воздействии горные породы могут разрушаться при напряжениях меньше критических, соответствующих пределу прочности. При некотором значении силы порода разрушается после первого удара. Уменьшение силы требует увеличения числа ударов по одной и той же точке. 68

Ниже некоторого значения силы разрушения породы не произойдет при любом числе ударов.

Разрушение породы при циклических напряжениях обусловливается ее усталостью. Число циклов нагружения при напряжениях, близких к пределу усталости, необходимое для разрушения таких пород, как мрамор, известняк, доломит, кварцит, составляет 50—110. Отношение предела усталости к прочности для этих пород в зависимости от пластичности колеблется в пределах 1/20—1/30.

Установлено, что в процессе вдавливания наконечников разрушение породы наступает при их погружении на 0,10 —

0,25 мм, а продолжительность цикла разрушения породы составляет около 0,002 с. Таким образом, скальные породы разрушаются без внедрения в них зубцов шарошек. При большей продолжительности контакта зубцов с породой происходит их погружение, но не в материнскую породу, а в продукты ее разрушения. Меньшей, но продолжительно действующей силой можно достигнуть большего разрушительного эффекта, чем большей силой, но действующей мгновенно. Следовательно, в реальных условиях при бурении с увеличением частоты вращения долота необходимо увеличивать осевую нагрузку. На эффект разрушения горных пород частота вращения долота оказывает двоякое влияние: эффективность разрушения возрастает, но вместе с тем снижается продолжительность контакта зубцов шарошки с породой, что снижает эффективность разрушения.

В РГУНГ им. И.М. Губкина (для условий объемного разрушения пород) установлено, что при увеличении частоты вращения n шарошечного долота от 57 до 530 об/мин глубина разрушения 6п следует закону:

6п = 6„ + с(1 - klgn),

где 60 — глубина поверхностного разрушения; с — коэффициент, зависящий от нагрузки на долото, механических свойств породы и параметров долота; к — постоянная, определяющая временную зависимость, обусловливаемая в основном пластическими свойствами породы.

С увеличением нагрузки на долото темп уменьшения глубины разрушения в связи с ростом частоты вращения возрастает.

При поверхностном разрушении механическая скорость проходки увеличивается пропорционально росту частоты вращения.

Порода разрушается и при действии на нее струи жидкости, которая истекает из отверстий долота, причем следует выполнять следующие условия: поток жидкости должен оказывать на забой давление р,-, скорость перемещения струи у относительно плоскости забоя не должна превышать некоторого значения, которое зависит от р, и прочности породы

R

сж

Между этими величинами установлена эмпирическая зависимость р, > к0Лсж, что справедливо при у = 0,5 м/с, здесь к0 — опытный коэффициент, равный 0,25 — 0,35.

Для конкретных условий бурения максимальная механическая скорость проходки будет только при определенном сочетании частоты вращения, осевой нагрузки на долото и расхода жидкости. Этот расход — оптимальный и его рекомендуется подбирать в соответствии с сочетанием параметров гидромониторной струи, обеспечивающим окончательный отрыв и увлечение частиц, преодоление угнетающего перепада давления, образующегося при непрерывном процессе фильтрации жидкости в зону разрушения.

Выбор оптимальных параметров процессов, связанных с бурением скважины, пока невозможен из-за различных технико-технологических трудностей и незнания упругих, пластических, прочностных и абразивных свойств горных пород. Тем не менее, пользуясь обобщенными показателями, характеризующими свойства горных пород, можно добиться существенных результатов. Один из таких показателей — бури-мость горных пород.

Под буримостью понимают углубление скважины за 1 ч собственно бурения — так называемую механическую скорость проходки Ум (в м/ч). Эта скорость с течением времени вследствие износа долота уменьшается. Изменение скорости во времени можно выразить несколькими способами, например:

Ум =    Уа!~ки;    Ум    =    У<)(1    +    0ft)—m;    Ум    =    У<)(1    —    at)—k,

где у0 — начальная механическая скорость проходки, м/ч; к, 0f, a, m — коэффициенты.

При правильно подобранных режимах бурения, когда обеспечивается объемное разрушение горных пород, у0 обратно пропорциональна твердости. Она зависит также от других свойств (упругости, пластичности и др.). При объемном разрушении пород и прочих условиях по у0 можно судить о трудности разбуривания пород разных категорий, обусловливаемой прочностными, упругими и пластичными свойствами пород.

Коэффициенты к, 0f характеризуют темп падения скорости с течением времени в результате износа долота вследствие абразивной способности горной породы. Кроме абразивных свойств пород, эти коэффициенты зависят от износостойкости рабочих элементов долота, его конструктивных особенностей, параметров режима бурения.

Если породы определенной группы разбуривают долотами одной и той же модели, одного размера, при постоянных режимах бурения, то по темпу снижения механической скорости проходки можно судить об относительной абразивной способности пород.

Коэффициенты а и m — величины постоянные, не зависящие от абразивных свойств горных пород. Пока нельзя сказать, какой из коэффициентов предпочтительнее использовать для оценки абразивной способности.

М.К. Сеид-Рза показал, что ухудшение буримости пород с глубиной тесно связано с частотой вращения долота и параметрами бурового раствора. В.И. Тарасевич в основу оценки буримости положил удельную энергию разрушения, определяемую в забойных условиях. В.С. Владиславлев предлагает классифицировать буримость горных пород по механической скорости проходки, полученной на оптимальном режиме бурения инструментом, дающим максимальную механическую скорость проходки в данной породе и т.д.

2.5. РОЛЬ ГИДРОДИНАМИКИ НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ В ПРОЦЕССЕ РАЗРУШЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД

При углублении скважин, пробуренных в различных районах нашей страны, от 1000 до 5000 м механическая скорость проходки Ум иногда снижается в 25 раз, а коммерческая — более чем в 30 раз. Основная причина падения технико-экономических показателей бурения с ростом глубины, по мнению большинства отечественных и зарубежных исследователей, заложена в изменении забойных условий разрушения горных пород, под которыми понимаются горное рг, поровое рц, пластовое рпл, дифференциальное Арр (Ар), угнетающее ру и суммарное на забое скважины рс давления, а также качество бурового раствора, частота вращения долота и динамика его работы (Н.А. Колесников, М.Д. Кузьмин, Ю.М. Проселков, А.К. Рахимов и др.).

В настоящее время большинство исследователей считают, что при существующих режимах бурения дифференциальное давление является основным фактором, определяющим технико-экономические показатели. При увеличении его до 1,4 — 7 МПа в зависимости от условий бурения Ум может уменьшаться в 2,5 раза (Н.А. Колесников, Д.И. Видрайн, Е.И. Бенит,

А.Ж. Гарнье, Н.Х. Ван Линген и др.).

Природа влияния дифференциального давления на Ум, по мнению А.Ж. Гарнье и Н.Х. Ван Лингена, заключается в ухудшении буримости горных пород за счет роста их прочности на сжатие и возникновения усилий, прижимающих частицы породы (шлам) к забою. Прижимающие силы имеют статическую и динамическую природу и являются сложной функцией почти всех известных показателей, характеризующих процесс бурения.

Отсутствие единого мнения о природе влияния давления на показатели работы долот и аналитических исследований, определяющих зону разгрузки с учетом параметров режима бурения и фильтрационных особенностей разрушаемых горных пород, не позволяет научно обоснованно разрабатывать технологию бурения и технические средства, снижающие отрицательное проявление внешнего давления.

Для решения этих вопросов необходимо рассмотреть механизм разрушения горных пород вдавливанием как основного вида разрушения при строительстве скважин с учетом забойных условий.

Механизм разрушения горных пород вдавливанием теоретически и экспериментально изучался многими исследователями.

Согласно исследованиям процесс разрушения горных пород вдавливанием протекает в три этапа: упругие деформации, остаточные деформации и отделение части породы от массива (по терминологии Н.А. Колесникова, зарождение и распространение трещин, формирующих лунку выкола, условно названных магистральными).

Первые два этапа, когда создаются предпосылки для зарождения магистральных трещин, называют инкубационным периодом разрушения.

В зависимости от свойств породы и условий разрушения Р.М. Эйгелес выделяет три механизма разрушения.

По первому при внедрении индентора (зуба долота) после выхода породы из упругого состояния разрушение в виде трещины начинается в зоне контура контактной площадки при сравнительно малой нагрузке на зуб. Трещина в массиве породы имеет вид расходящегося кругового или эллиптичес-72 кого конуса. Коническая трещина разделяет верхнюю часть полупространства на две области: усеченный конус и окружающую его консоль. Последняя стадия процесса разрушения заключается в отломе консоли путем передачи на нее части давления штампа через материал конуса. Отлому консоли предшествует полное или частичное разрушение материала конуса, приводящее к увеличению доли внешнего давления, передаваемого на консоль. Это давление со стороны конуса приводит к изгибу консоли и появлению на внутренней поверхности растягивающих напряжений, под действием которых образуется трещина отрыва (магистральная трещина), чаще всего нормальная к конической трещине. При выходе магистральной трещины на поверхность консоль отламывается, и первый скачок процесса разрушения вдавливанием завершается.

В ряде пород первый механизм разрушения либо совсем не развивается, либо, начав развиваться, затухает и в дальнейшем действует второй механизм разрушения, при котором наблюдаются некоторые отличия в инкубационный период разрушения (Р.М. Эйгелес). Однако, какова бы ни была физическая природа структурных изменений в ядре, результатом является то, что полупространство, как и при первом механизме разрушения, разделяется на две части: предразру-шенное ядро и окружающую его упругую консоль. На заключительной стадии процесс разрушения протекает по первому механизму.

По третьему механизму породы разрушаются при наличии высокого всестороннего давления (всестороннего сжатия). С увеличением рс уменьшается объем предразрушенной зоны и растет необходимая для ее образования нагрузка, но характер этой стадии процесса разрушения качественно остается таким же, как при втором механизме в атмосферных условиях. Однако в заключительной стадии процесса разрушения наличие всестороннего сжатия может привести к решающим качественным изменениям.

Высокое всестороннее давление практически полностью подавляет развитие конической трещины и препятствует отлому консоли. Для завершения процесса разрушения в этом случае требуется значительное увеличение осевой нагрузки.

При внедрении зубца шарошечного долота в массив породы в атмосферных условиях образуются радиальные и магистральные трещины.

Первоначально зарождаются они практически перпендикулярно к поверхности образца, обтекая ядро уплотненной породы, распространяются в глубь массива радиально, облегчая последующее разрушение. Магистральные трещины зарождаются в глубине породы и при выходе на поверхность образуют лунку выкола (рис. 2.5), т.е. их размеры (1т) предопределяют эффективность разрушения породы за каждое поражение забоя и в целом — механическую скорость проходки.

Магистральные трещины равновесны до достижения Гриффитсова состояния и являются трещинами нормального разрыва (отрыва).

При наличии давления рс последовательность в развитии трещин в процессе внедрения зуба аналогична описанной выше в атмосферных условиях (Н.А. Колесников).

Первоначально образуются радиальные трещины, траектория которых не зависит от значения рс. Однако от действия р с в скелете породы возникают дополнительные напряжения Арv, которые препятствуют зарождению и распространению трещин. В момент продвижения магистральных трещин возникает угнетающее давление ру, затрудняющее продвижение магистральных трещин и влияющее на траекторию и величину 1т (см. рис. 2.5). Длина магистральных трещин и соответственно объем разрушенной породы резко уменьшаются.

Так как разрушение на забое происходит при наличии бу-

Рис. 2.5. Характер развития трещин в породе при вертикальном внедрении индентора (I, III) и зуба долота (II) под действием силы G3:

1 — по родный клин; 2 — магистральные трещины; 3 — главные трещины; 4 — радиальные трещины

рового раствора и давлений рс, рпл и рп, рассмотрим гидродинамические аспекты разрушения.

В процессе бурения в проницаемых горных породах под действием положительного перепада давления (рс > рпл) в системе скважина — пласт фильтрат бурового раствора проникает в породу. При фильтровании дисперсная фаза раствора, частично кольматируя слой породы, отлагается на ее поверхности в виде слоя осадка, образуя фильтрационную (глинистую) корку, которая совместно с породой оказывает дополнительное сопротивление движению фильтрата (А.А. Брыков и др.). Фильтрат, проникая в породу, вызывает перераспределение давления на глубине зарождения магистральных трещин (в дальнейшем — на глубине разрушения 60)

и, как следствие, напряжений в скелете породы AR. В результате по трассе магистральной трещины будет действовать не пластовое, а иное давление, равное давлению на глубине разрушения рр. Поскольку рс > рр, возникает дифференциальное давление (статический перепад давления)

ар = рс - рр.

(2.2)


При разрушении непроницаемых горных пород давление на глубине разрушения рр будет равно поровому (рр = рп).

В процессе развития магистральной трещины первоначально давление в ее полости рт практически равно нулю. Так как рс > рт, то над частицей по длине 1т возникает динамический перепад давления, который прижимает частицу к массиву породы (см. рис. 2.5), т.е. угнетает ее. Во избежание путаницы, в отличие от дифференциального давления, этот перепад давления предложено именовать угнетающим давлением ру. В общем случае под угнетающим давлением ру, в отличие от представлений о динамическом перепаде давления, понимается разность между суммарным давлением на забое рс и давлением в трещине (М.Д. Кузьмин, Н.А. Колесников):

ру = рс - рт = рс -    0рр,

(2.3)


где 0 = ртр — коэффициент восстановления давления в полости трещины.

Для заполнения полости трещины жидкостью и восстановления в ней давления нужно определенное время. Поэтому в зависимости от времени контакта зубца долота с породой тк величины рт и ру будут различными. Если тк меньше времени заполнения t, объема трещины флюидом, то рт ^ 0 и в соответствии с выражением (2.3) получаем ру « рс. При тк больше суммы времени tc = ^ + tв, где tв — время восстановления давления в трещине до уровня давления жидкости на глубине разрушения рр, давление в трещине рт * рр, а ру * рс — рр, т.е. ру будет равно дифференциальному давлению. В общем случае с учетом тк имеем

рс рр ? ру ? рс.    (2.4)

Следовательно, угнетающее давление в зависимости от условий разрушения проницаемых пород может изменяться от значения дифференциального давления до полного давления на забое скважины рс. При разрушении непроницаемых горных пород диапазон изменения ру несколько меньше.

Из сказанного выше следует, что для расчета дифференциального и угнетающего давлений необходимо знать закономерности образования глинистой корки, эпюру распределения давления в приповерхностном слое разрушаемой породы, время заполнения объема магистральной трещины флюидами и время восстановления давления в трещине до уровня рр. Перераспределение давления в зоне разрушения проницаемой породы на забое и по пласту обусловливается фильтратом бурового раствора, поступающего под давлением из скважин.

Вместе с фильтратом в пласт поступают мелкие частицы раствора, кольматируя его с последующим образованием фильтрационной корки. В то же время, как показывают эксперименты, при определенных условиях бурения фильтрационная корка не успевает формироваться и процесс фильтрации сопровождается только кольматацией горной породы.

Уменьшение эффективной пористости по мере продвижения фронта суспензии приводит к изменению начального значения коэффициента проницаемости среды k0.

Как показали эксперименты, длина зоны кольматации невелика по сравнению с координатой фронта f к началу стабилизации.

За временные промежутки между двумя последовательными поражениями забоя зубцами долота (десятые доли секунды) фильтрация не выходит за рамки мгновенной. В этом случае фронт фильтрата продвинется на глубину значительно меньшую возможной зоны кольматации. Нетрудно убедиться, что даже при фильтрации однородной жидкости за указанный промежуток времени f весьма мал даже в высокопроницаемых породах.

Для аналитического исследования гидродинамических процессов в призабойной зоне рассматривается усредненная фильтрация флюида бурового раствора в пласт с образованием осадка (фильтрационной корки) по всей поверхности за-

Рис. 2.6. Фильтрация флюида в пласт с образованием осадка (корки)

боя, который выполняет роль слабопроницаемого экрана, препятствующего проникновению флюида в пласт (рис. 2.6), т.е. на забое происходит фильтрование с образованием осадка.


Перераспределение давления в приповерхностном слое разрушаемой проницаемой горной породы на забое обусловливается фильтратом бурового раствора, поступающего под давлением из скважины.

Общая теория фильтрования базируется на законе Дарси, который в дифференциальной форме записывается так:

(2.5)

где V — объем фильтрата за промежуток времени dt; г0 — удельное объемное сопротивление осадка; р з — давление на границе раздела фильтрационная корка — поверхность породы.

Уравнение (2.5) является основным дифференциальным уравнением фильтрования с образованием несжимаемого осадка (фильтрационной корки) на поверхности горной породы.

Рассмотрим процесс образования фильтрационной корки на поверхности забоя пласта полубесконечного по протяженности. На этой поверхности образуется несжимаемый осадок.

Образование осадка сопровождается изменением давления рз и перераспределением давления по пласту. Определение рз и перераспределение давления по глубине пласта производится совместным решением уравнения В.Н. Щелкачева и дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации

(2.5).

= ! 3pi,    (2.6)

dz2 k dt

где р1 = р0 — р; р0, р — начальное и текущее давление соответственно; z — координата, отсчитываемая от границы раздела корка — горная порода; к = к0/цв* — коэффициент пьезопроводности; в* — коэффициент объемной упругоемко-сти пласта.

Начальные и граничные условия задачи:

Н.А. Колесников, А.А. Брыков и М.Д. Кузьмин, применяя прямое и обратное преобразование Лапласа к уравнениям

(2.5),    (2.6) и граничным условиям (2.8), получили уравнение для расчета:

объема фильтрата за время t

V = dtj/2;    (2.9)

давления на границе раздела фильтрационная корка — поверхность забоя

аИпк    тга

рз - р0 +-;    (2.j0)

2k 0S

перераспределения давления по глубине пласта р - р0 + (рз - р0) erfc—^ - р0 + Т,^ erfc-

' 2л[Ш    2k0S    24kt '

a =    f    1    + 0k0k2Ар - j}    (2. jj)

2r0k0k I ^    nk^    1

где erfc — дополнительная функция ошибок Гаусса; Ар =

= рс — р0.

Давление на глубине разрушения рр определяют из (2. JJ) при z = 60.

Распределение давления по глубине пласта в процессе бурения

р - рпл + {рз - рпл)^^;^.

Уравнение (2. J0) свидетельствует о том, что при разрушении проницаемых горных пород рз не зависит от времени фильтрации и определяется в основном значениями рс, Ар, параметрами пласта и качеством бурового раствора. Распределение давления по пласту (давление рр) согласно уравнению определяется теми же параметрами, что и рз, а также зависит еще от продолжительности фильтрования (частоты вращения долота пд), и через 6 от осевой нагрузки на долото.

(2. J 2)


Лабораторными опытами с использованием кернов подтверждается, что независимо от условий разрушения как в лабораторных, так и в промысловых условиях при любом времени t > 0 на поверхности разрушаемой проницаемой породы образуется фильтрационная корка. В то же время давление рз в лабораторных условиях является функцией t, а в скважине не зависит от t. В количественном отношении рз и рр в обоих случаях разные. Это надо учитывать при изучении закономерностей разрушения горных пород на стендах. Необходимо, чтобы рз и р р в лабораторных условиях соответствовали реальным условиям бурения.

Итак, при бурении проницаемых горных пород на забое образуется фильтрационная корка и соблюдается соотношение рс >рр > рпл.

При разрушении непроницаемых горных пород дифференциальное давление определяется по формуле

Ар = рс рп(рпл).

(2. J 3)


Дифференциальное давление существенно зависит от параметров режима бурения и фильтрационных свойств разрушаемых пород и может изменяться практически от 0 до Ар, т.е. 0 < Арр < Ар.

Горные породы на глубине находятся в напряженном (сжатом) состоянии. При разрушении непроницаемой горной породы на забое скважины действие рс проявляется идентично горному давлению вышележащей толщи осадочных пород. При вскрытии пласта, сложенного проницаемой горной породой, фильтрат бурового раствора при рс > рпл, проникая в пласт, вызывает перераспределение давления до уровня рр и соответственно напряжения в скелете породы. Следовательно, слой горной породы, в котором зарождаются и распределяются магистральные трещины, в отличие от атмосферных условий в первом случае находятся в сжатом состоянии без дренирования, во втором — в сжатом состоянии с дренированием при постоянном давлении рр.

Напряжения в скелете проницаемой породы АЯ, препятствующие зарождению и распространению магистральных трещин, зависят не только от горно-геологических условий залегания пород рпл, но и от параметров режима бурения, физико-механических и фильтрационных свойств разрушаемых пород. Характер изменения АЯ от параметров режима бурения и фильтрационных свойств пород качественно подобен изменению Арр от этих параметров. Более сложное влияние на АЯ оказывает проницаемость породы. Первоначально с увеличением k0 напряжения уменьшаются, а затем возрастают. В зависимости от условий бурения при одном и том же Арр напряжения в скелете породы могут быть различными.

При разрушении непроницаемых горных пород АЯ зависит только от рс. Однако во всех случаях дифференциальное давление является составной частью напряжений АЯ, которые в зависимости от условий разрушения могут превышать Арр на 5—7 МПа.

Для расчета угнетающего давления в момент распространения магистральных трещин необходимо определить давление в полости трещины.

Магистральная трещина раскрытостью h распространяется в слагающей забой породе, поры (пустоты) которой заполнены флюидом с объемным коэффициентом упругости вж под давлением рр или рп (в зависимости от проницаемости породы).

Расчеты, выполненные Н.А. Колесниковым и другими, показывают, что для реальных условий бурения, даже при незначительном раскрытии трещины h первоначальное давление в трещине, а затем в ее "голове", рт « 0 (более точно, рт равно давлению паров жидкости при пластовой температуре), т.е. в момент развития магистральной трещины сразу же образуется угнетающее давление ру, равное значению рс.

Геометрия магистральных трещин не оказывает заметного влияния на продолжительность заполнения их объема жидкостью. Любые по форме магистральные трещины, образующиеся в процессе разрушения горных пород при бурении, можно рассматривать как промежуточные по форме между плоскими и сферическими.

В зависимости от условий бурения угнетающее давление может изменяться практически от значений дифференциального давления до полного давления на забое скважины рс.

Проведенные исследования указывают на сложное влияние качества бурового раствора и параметров режима бурения на значения Арр, АЯ, t^ tB и ру. Однако они не вскрывают природы влияния забойных факторов на показатели работы долот.

Для этого необходимо рассмотреть заключительный этап разрушения вдавливанием, т.е. процесс развития трещин, формирующих лунки выкола, с учетом условий на забое.

2.6. МЕХАНИКА

МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРЕЩИН

Неослабевающий интерес к изучению вопросов разрушения обусловливается все возрастающими требованиями практики бурения скважин. Для выявления причин резкого падения скоростей бурения с ростом глубины, выбора путей совершенствования технологии бурения, разработки новых конструкций долот и буровых растворов необходимо знание механики трещин разрушения.

Магистральные трещины являются основополагающими в формировании лунок выкола. Размером этих трещин предопределяется объем лунки выкола, т.е. эффективность разрушения горных пород вдавливанием. В связи с этим исследование механики и кинетики магистральных трещин с учетом забойных условий — основное звено в разработке теории разрушения горных пород при бурении скважин.

Современные представления о разрушении твердых тел связаны с анализом интенсивности напряжений, возникающих в твердом теле и голове трещины. Разрушение наступает, когда в данном материале достигается критическое напряжение, определяемое линейной теорией упругости.

Итак, теоретическое рассмотрение заключительного этапа разрушения вдавливанием сводится к отысканию напряжений в вершине магистральной трещины от суммарного действия: Арр, АЯ, рс, ру и отрывающего усилия Ср.

Выбор реологической модели является определяющим фактором при решении вопросов разрушения и прочности; тело называется хрупким, если материал сохраняет свойства линейной упругости вплоть до разрушения.

Многие из горных пород отвечают этим требованиям.

Следовательно, при внедрении зубца долота породы разрушаются хрупко, а магистральные трещины — хрупкие трещины нормального разрыва (отрыва).

Магистральные трещины при разрушении практически всех осадочных горных пород, особенно при наличии давления, до гриффитсова состояния развиваются равновесно. Поэтому очевидна возможность использования в аналитических исследованиях механики магистральных трещин в условиях забоя модели хрупкого или квазихрупкого разрушения с равновесным развитием трещин до гриффитсова состояния.

Наиболее приемлемым в аналитических расчетах для этих условий разрушения является критерий Г.В. Ужика и частично критерий М.Я. Леонова и В.В. Панасюка.

В соответствии с выбранным критерием разрушения считаем, что:

при достижении максимальных растягивающих напряжений прочности породы на отрыв при изгибе Я0 образуются магистральные трещины;

до достижения Я0 справедлив закон Гука.

Согласно теории Гриффитса, неравновесное развитие трещин (лавинное разрушение) наступает при условии d^dL.^ = = 0, где dэ — приращение потенциальной энергии деформированного хрупкого тела, ослабленного трещиной.

Напряжения в вершине магистральной трещины определяются физико-механическими и фильтрационными свойствами разрушаемых горных пород, значения рс, рп и рпл, а также качеством бурового раствора и частотой вращения долота через ру.

На процесс зарождения магистральных трещин на забое помимо прочности горных пород Я0 влияют напряжения в скелете породы и параметры режима бурения.

Для анализа процесса разрушения и расчета осевых нагрузок, обеспечивающих объемное разрушение горных пород на забое, необходимо использовать значения АЯ, а не дифференциальное давление, как принято в настоящее время. Только при разрушении малопрочных, слабосцементирован-ных горных пород можно ориентироваться на дифференциальное давление, так как в этом случае Арр(Ар) « Ар.

Из изложенного видно, что если действующая осевая нагрузка на долото Сд обеспечивает Он меньше его значения, то магистральные трещины вообще не будут зарождаться, а при Ор меньше его значения магистральные трещины будут останавливаться. При этом эффективность разрушения ум резко снижается.

При внедрении зубца долота в породу только часть осевой нагрузки "задалживается" непосредственно на развитие трещин. Отношение этой части нагрузки G0 к общей осевой, обеспечивающей зарождение магистральных трещин Оз, на-82 зывается коэффициентом передачи осевой нагрузки X. Впервые этот вопрос экспериментально изучался Р.М. Эйгелесом. По его данным для атмосферных условий X изменяется в пределах 0,03 — 0,05. Влияние забойных факторов на значение X не рассматривалось. Им предложена методика определения X, которая, несмотря на ее оригинальность, довольно сложна.

На основании проведенных исследований Н.А. Колесниковым, А.К. Рахимовым и другими предложена новая методика определения X, которая приводит к получению зависимости

Xр = X0 Я° + АЯ ,    (2.14)

Р    Я0 + 4ЛЯ

где X^ X0 — соответственно текущее и начальное значения коэффициента передачи осевой нагрузки.

Выражение (2.14) иллюстрирует зависимость коэффициента передачи осевой нагрузки от физико-механических и фильтрационных свойств разрушаемых пород, давлений рс, рпл и А р р, а также от качества бурового раствора и частоты вращения долота.

С увеличением АЯ и уменьшением прочности породы Я0 коэффициент X р возрастает, а с повышением Я0 независимо от АЯ уменьшается.

Следовательно, с увеличением АЯ осевую нагрузку на зуб долота Сз, обеспечивающую зарождение магистральных трещин, надо увеличивать не пропорционально Сн, а значительно меньше, с учетом Xr

При внедрении зубца долота в массив породы магистральные трещины зарождаются с двух сторон и при развитии расширяются. Кроме того, сколы могут происходить с торцов зубца.

Нагрузка, необходимая для зарождения и распространения магистральных трещин на забое, помимо прочности породы на отрыв Я0 и твердости ршк0), существенно зависит от качества бурового раствора, фильтрационных свойств разрушаемых пород, конструктивных особенностей шарошечных долот и частоты вращения долота через t. С увеличением Арр(Ар), АЯ, ру и частоты вращения долота (уменьшением t) Gр и Сд резко возрастают. При АЯ = ру = 0 выполняются атмосферные условия, а при Я0 = АЯ = 0 должно происходить самопроизвольное разрушение породы от действия пластового (порового) давления. Эксперименты, выполненные в широком диапазоне изменения ±Арр, ±АЯ и ру, подтверждают правомерность сделанных выводов (Н.А. Колесников и др.).

При параметрах режима глубокого бурения осевые нагрузки, допустимые из условия прочности долота, обеспечивают только зарождение или незначительное распространение магистральных трещин, т.е. усталостно-объемное разрушение породы, когда для откола частицы породы необходимо наносить зубцами долота N ударов (N > 2,3 и т.д.).

Анализ материалов экспериментов показывает:

1) незначительный рост Ар и ру (до 1,4 — 5,0 МПа в зависимости от прочности породы) вызывает уменьшение объема разрушенной породы за каждое поражение забоя в два раза и более в результате перехода от эффективного объемного разрушения к менее эффективному усталостно-объемному;

2) при развитом усталостно-объемном разрушении (N > 4) объем разрушенной породы за каждое поражение забоя практически не зависит от значения дифференциального и угнетающего давления;

3) с увеличением прочности разрушаемых пород чувствительность эффективности разрушения за каждое поражение забоя V1 к воздействию Ар и ру снижается, а предельные значения Ар и ру, после которых V1 практически не зависит от их значений, смещаются в сторону больших значений;

4)    при современных режимах бурения глубоких скважин на забое происходит в основном усталостно-объемное разрушение породы. При этом в результате наведенной трещиноватости в породе от предыдущих поражений забоя зубьями долота гидродинамические процессы в приповерхностном слое породы до значений АЯ = Ар < 20 МПа протекают так, что в расчетах условно можно принимать равенство АЯ = = Ар = ру, а значение показателя степени при а, начиная с Арр = АЯ = ру > 3,5 МПа, снижается, приближаясь к двум.

Переходя к рассмотрению зависимости ум = /(рк, ру), заметим, что вследствие неодновременности скола породы под отдельными зубцами фактические значения рк будут отличаться от расчетных. Кроме того, с увеличением продолжительности контакта ру будут уменьшаться. Все это приведет к "сглаживанию" резких переходов уу от N, поражений забоя к N+ при работе долота в целом. Фактическая кривая зависимости ум = /(Ар, ру) будет располагаться в области, ограниченной кривыми, проведенными по переходным точкам от N, к N, + 1.

Таким образом, одна из причин снижения ум с ростом глубины бурения заложена в недостатке осевой нагрузки, не-84 обходимой для развития магистральных трещин в забойных условиях из-за ограниченной прочности долота.

Единственно возможным вариантом увеличения показателей работы долот в этом случае остается снижение дифференциального и угнетающего давления соответствующим подбором качества бурового раствора, модели долота и частоты его вращения.

Природа влияния рс, Арр(Ар), АЯ, ру и качества бурового раствора на показатели работы долот заложена в изменении силовых параметров разрушения, размеров магистральных трещин (размеров лунок выкола за каждое поражение забоя) и продолжительности их развития.

При снижении А рр и АЯ ниже 7 — 3,5 МПа соответствующим подбором качества бурового раствора и частоты вращения долота ввиду облегчения процесса разрушения (снижения Gр, увеличения размеров магистральных трещин и скорости их распространения) можно достичь 2 — 3-кратного увеличения ум с одновременным ростом проходки на долото.

2.7. ВЛИЯНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ИХ ТИПОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРУШЕНИЯ ПОРОДЫ НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ

Основные показатели свойств бурового раствора (плотность, вязкость, показатель фильтрации, содержание и состав твердой фазы) зависят, прежде всего, от компонентного состава. Нет ни одного материала для буровых растворов, который бы сугубо избирательно воздействовал на показатели свойств приготовленной системы. С увеличением содержания твердой фазы возрастает плотность, но уменьшается показатель фильтрации. Обработка растворов полимерами с целью уменьшения показателя фильтрации сопровождается повышением вязкости системы. Разжижение бурового раствора, как правило, увеличивает показатели его фильтрациии.

Таким образом, основные показатели технологических свойств бурового раствора взаимосвязаны. Однако путем комбинации реагентов удается избирательно регулировать любой показатель при фиксировании остальных. Поэтому представляется целесообразным рассмотреть степень влияния каждого показателя на эффективность работы долот и скорость бурения скважин. Но при вскрытии продуктивного пласта остается вопрос ненарушения его проницаемости.

Качественные зависимости механической скорости проходки от показателей свойств бурового раствора свидетельствуют о том, что эффективность работы долота ухудшается по мере увеличения плотности, количества твердой фазы, вязкости раствора и уменьшения фильтрации. Однако эти зависимости не равнозначны. Наибольшее влияние на механическую скорость проходки оказывают плотность и наличие твердой фазы бурового раствора. Воздействие вязкости всегда заметно, но менее существенно. Что касается показателя фильтрации, то его влияние установлено: с увеличением показателя фильтрации улучшается разрушение пород долотом на забое скважины.

Путем обработки промысловых данных методами математической статистики удалось установить, что с увеличением плотности р бурового раствора механическая скорость проходки гиперболически понижается. Особенно это заметно в интервале р = 1,0*1,5 г/см3.

Убедительные данные получены при бурении скважин на Кубани, где уточнены требуемые значения гидростатических давлений в скважинах ряда площадей, в результате чего появилась возможность понизить плотность бурового раствора.

На примере площадей Днепровско-Донецкой впадины В.П. Мациевский показал влияние плотности бурового раствора на механическую скорость проходки. С увеличением плотности бурового раствора от 1,2 до 1,4 механическая скорость проходки уменьшалась почти вдвое.

Плотность бурового раствора, г/см3..............................................................................1,20    1,24    1,28    1,32    1,35    1,40

Механическая скорость проходки, м/ч......................................................................7,4    6,6    6,0    5,0    4,5    4,2

Большой опыт по влиянию плотности бурового раствора на показатели работы долот накоплен в процессе разработки Щебелинского газового месторождения, где в первые годы скважины бурили с использованием бурового раствора плотностью 1,8—1,9 г/см3, а в последующие (в связи с падением пластового давления) плотность раствора была постепенно доведена до 1,08—1,1 г/см3. В течение рассматриваемого периода буровой раствор обрабатывали в основном ССБ, КССБ и крахмалом.

В результате анализа материалов более чем по 200 скважинам с одинаковым режимом бурения в интервале 1600 — 86 1800 м установлено, что проходка на долото hh и механическая скорость проходки ум экспоненциально зависят от плотности р бурового раствора (Е.Т. Струговец)

h = Аеар; ум = Ве-Ър,

где А, а, В, b — коэффициенты, зависящие от типа трехшарошечного долота, профиля и вооруженности зуба, механических свойств разбуриваемых пород.

Данные бурения скважин показывают отрицательное влияние твердой фазы на показатели работы долот. По мере увеличения общего содержания твердой фазы механическая скорость ум и проходка на долото hh, как правило, уменьшаются.

Влияние твердой фазы на показатели работы долот зависит от способа бурения. Результаты бурения на севере Тюменской области (М.В. Холик и др., 1980) показали, что наиболее вредно на работу долот влияет твердая фаза при турбинном бурении.

Влияние на механическую скорость проходки содержания твердой фазы в растворе исследовано П. Муром. Снижение содержания твердой фазы от 36 до 4 % способствует росту механической скорости проходки. При этом уменьшение количества твердой фазы в области высоких ее концентраций, например, от 24 до 20 % приводит к увеличению ум всего на 3 %, а уменьшение в области более низких концентраций, например, от 12 до 8 % обеспечивает прирост ум на 9 %. Эта тенденция усиливается по мере дальнейшего снижения содержания твердой фазы в растворе.

Природа воздействия твердой фазы бурового раствора на эффективность разрушения горных пород выражается, кроме повышения плотности бурового раствора, в ухудшении условий зарождения и распространения трещин, формирующих лунку выкола.

В свете сказанного очевидны смысл и условность предлагаемого М.Д. Нельсоном параметра удельного сопротивления бурению 1б для оценки влияния твердой фазы на ум. Удельное сопротивление 1б представляет собой количественное влияние единицы объема данного твердого тела в определенных условиях. Имея данные о значениях 1б, можно прогнозировать изменение ум в зависимости от концентрации твердой фазы в буровом растворе и условий бурения.

Однако не только общая концентрация, но и ее состав заметно влияют на показатели работы долот.

Более детальный анализ показывает, что различные материалы, составляющие твердую фазу буровых растворов, по-разному влияют на показатели бурения скважин.

Материал.......................................................................... Барит Буровой Глина

шлам

Снижение механической скорости проходки,

%, при увеличении содержания твердой фазы

на 1 %..................................................................................................................................................................2,6    4,8    6,7

П р и м е ч а н и е . Общее содержание твердой фазы 4—12 % (по объему).

При эквивалентном объемном содержании частиц бурового шлама и барита снижение скорости в первом случае в два раза больше, чем во втором. Если учесть, что барит повышает плотность бурового раствора в два раза эффективней, чем шлам, то становится очевидным, что при необходимости увеличения плотности бурового раствора следует использовать более тяжелые материалы (например, барит), а не выбуренную породу, стремясь всегда к минимизации объемного содержания его твердой фазы.

Особенно неблагоприятно влияет на работу долота глинистая составляющая бурового раствора: на каждый процент увеличения глинистых частиц в растворе потеря в механической скорости проходки составляет 6 — 7 %, т.е. более чем в 2,5 раза больше, чем при увеличении на 1 % концентрации барита. Отсюда можно сделать вывод, что в буровом растворе необходимо иметь минимальную концентрацию глинистых частиц и тщательно контролировать и регулировать ее.

Влияние вязкости бурового раствора на механическую скорость проходки менее существенно, чем влияние плотности, однако оно часто заметнее и однозначнее.

С увеличением условной вязкости бурового раствора в среднем от 4 — 20 до 8—120 с (по ПВ-5) механическая скорость проходки уменьшается на 20 — 40 %. Особенно заметно это в области повышенных плотностей (1,3—1,4 г/см3) бурового раствора (А.Н. Яров, А.Н. Мельничук).

При бурении шарошечными долотами механическая скорость проходки уменьшается с увеличением пластической вязкости. После того как вязкость превысит 40-10—3 Па-с, дальнейшее ее увеличение практически не влияет на ум. Наиболее значительно на ум влияет изменение вязкости до 28-10—3 Па-с (вода).

При бурении алмазными долотами установлена прямолинейная зависимость механической скорости от пластической вязкости бурового раствора в диапазоне 5-10—3 — 30-10 — 3 Па-с.

Зависимость механической скорости проходки от пластической вязкости бурового раствора однотипна для частот вращения долота 60 и 180 об/мин.

Особенно тесная корреляция в стендовых условиях наблюдается между механической скоростью проходки и вязкостью фильтрата бурового раствора. При изменении его вязкости в диапазоне 2-10—3 — 8-10—3 Па-с механическая скорость проходки линейно уменьшается как для шарошечных, так и для алмазных долот в 1,5 — 2 раза.

Итак, теоретические, лабораторные и промысловые данные подтверждают, что показатель вязкости бурового раствора (или его фильтрата) влияет на эффективность разрушения долотом пород на забое: с увеличением этого показателя условия разрушения пород ухудшаются.

Статистические данные бурения скважин в Днепровско-Донецкой впадине показывают, что механическая скорость проходки надежно коррелируется с показателем фильтрации используемого бурового раствора. Увеличение механической скорости проходки отмечается в связи с ростом показателя фильтрации во всем диапазоне изменения плотности. Особенно это заметно при повышенной плотности бурового раствора, когда при изменении показателя фильтрации от 5 до 30 см3 за 30 мин механическая скорость проходки увеличивается в среднем на 20 — 50 %.

Природа воздействия фильтрации буровых растворов на механическую скорость проходки выражается в изменении гидродинамических процессов в разрушаемом на забое слое породы.

Для достижения высоких значений ум необходимо, чтобы начальная фильтрация буровых растворов в момент разрушения породы на забое была высокой, так как это способствует быстрейшему выравниванию перепада давления. Однако при вскрытии продуктивных объектов к выбору показателя фильтрации растворов необходимо подходить избирательно и осторожно, так как качество вскрытия пласта — основной показатель успеха бурения.

Зарубежный и отечественный опыт убеждает, что от степени совершенства технологии промывки скважин в значительной мере зависят механическая скорость проходки и проходка на долото — основные технические показатели бурения скважин. Правильно выбранные тип бурового раствора, показатели его технологических свойств, режим циркуляции и распределение гидродинамических давлений в циркуляционных каналах позволяют довести эти технические показатели до максимума, а вероятность возникновения осложнений свести к минимуму.

В современной технологии промывки скважин еще много неиспользованных возможностей.

Переход в зарубежной практике бурения скважин на применение буровых растворов с содержанием твердой фазы 3 — 4 % (вместо 10 — 12 %) позволил увеличить проходку на долото до 40 %, механическую скорость проходки — до 30 %. Снижение концентрации глинистых частиц на 1 % позволило получить приращение механической скорости проходки в среднем на 6—7 %.

По данным фирм США, затраты времени на промывку составляют в среднем 5 % общего времени на строительство скважин, а стоимость промывки достигает 10 % общей стоимости скважин. Затраты на материалы для буровых растворов в среднем составляют 10 % стоимости скважин.

Условия бурения в объединении "Башнефть" позволили использовать в качестве бурового раствора аэрированную жидкость вместо технической воды: проходка на долото увеличилась на 18 — 55 %, механическая скорость проходки — на 12 — 50 %. Дополнительное увеличение этих показателей на

10—15 % получено за счет добавления к технической воде неионогенных ПАВ типа ОП-10 с сульфонолом.

Опыт бурения с промывкой буровыми растворами на водной основе показал, что весьма перспективно добавлять в него смазочные компоненты. Так, применение в качестве подобной добавки окисленного петролатума и дизтоплива позволило увеличить проходку на долото на 27 — 37 %, а механическую скорость — до 25 %.

Результаты научных исследований и опыт бурения скважин показывают, что даже при использовании в качестве промывочной жидкости воды показатели работы долот могут быть заметно улучшены.

Установлено, что эффективность работы буровых долот при промывке скважины водой можно заметно повысить за счет насыщения воды газообразным агентом (воздухом) и обработкой ее поверхностно-активными веществами.

Как показали экспериментальные исследования, при аэрации технической воды работа долот улучшается: во-первых, эффективнее очистка забоя от обломков пород, во-вторых, снижается гидростатическое давление на забой скважины.

Другим методом повышения эффективности работы долот при промывке скважин технической водой является ее обработка ПАВ.

Комплексные исследования по выявлению роли ПАВ в улучшении показателей работы долот были проведены в БашНИПИнефти. Использовались вещества ОП-10 и превоцел W-0-100. Содержание ПАВ в циркулирующей жидкости изменяли и постоянно контролировали.

При обработке технической воды ПАВ также получили приращение механической скорости проходки, однако обработка газожидкостной смеси ПАВ повышает скорость еще на 7 %.

Считают, что основной эффект влияния ПАВ на работу долот достигается в результате действия адсорбционных слоев на процессы разрушения горных пород (П.А. Ребиндер, Л.А. Шрейнер, К.Ф. Жигач, 1944), а также в результате улучшения очистной способности промывочной жидкости. Под действием ПАВ очистная способность аэрированной воды повышается вследствие дополнительного диспергирования пузырьков воздуха и улучшения процесса флотации.

Следовательно, обработку технической и аэрированной воды ПАВ можно рассматривать как дополнительный резерв улучшения показателей работы долот при бурении скважин.

Аэрация технической воды, используемой в качестве промывочной жидкости при бурении скважин, и ее обработка поверхностно-активными веществами — мощный резерв увеличения скоростей бурения скважин. Применение вместо воды бурового раствора ухудшает показатели работы долот, хотя общие затраты времени и средств на строительство скважин могут не увеличиваться, но даже уменьшаться благодаря снижению степени осложненности скважины.

Глина, утяжелитель и шлам составляют твердую фазу бурового раствора и влияют на работу долота как непосредственно, так и через показатели его свойств, прежде всего через плотность. Химические реагенты присутствуют в буровых растворах в малых количествах и влияют на показатели бурения только через показатели свойств бурового раствора. Особую роль играют смазывающие добавки, нефть и воздух.

Рецептуру бурового раствора выбирают, прежде всего, с позиции предупреждения осложнений и аварий при бурении скважин.

Для бурового раствора на водной основе аэрация в определенных геолого-технических условиях бурения может использоваться как фактор, способствующий улучшению скорости бурения скважин, так как механизм процессов, приводящих к улучшению очистки забоя от выбуренной породы, и в том и в другом случае одинаков. Кроме того, аэрация уменьшает плотность бурового раствора и, следовательно, снижает гидростатическое давление на забой, что также приводит к улучшению условий разрушения породы долотом.

Опытно-промышленное бурение скважин турбинным способом в отдельных интервалах с промывкой аэрированным буровым раствором показало, что промывка таким раствором позволяет достичь более высоких механических скоростей проходки, чем промывка обычным буровым раствором (О.А. Межлумов и др.).

С применением аэрированного бурового раствора пробурены скважины в интервале 2215 — 2408 м долотами ИСМ.

Практикой бурения скважин установлено, что при добавлении в буровой раствор компонентов, улучшающих его смазывающие свойства, возрастают показатели работы долот. Причем для каждой конкретной рецептуры бурового раствора и типа долота существует оптимальная концентрация, при которой достигается наибольший эффект повышения скорости проходки.

Считают, что такие добавки приводят к "ранней" турбули-зации потока бурового раствора, улучшая очистную и выносную их способность. Нефть служит добавкой, вызывающей "раннюю" турбулизацию потока бурового раствора.

Из практики бурения скважин известно, что буровой раствор на углеводородной основе обходится очень дорого. К тому же он создает определенные неудобства для обслуживающего персонала и часто пожароопасен. Однако с помощью таких растворов можно достичь тех результатов, которых невозможно достичь растворами на водной основе, например, при вскрытии продуктивных горизонтов.

Растворы на углеводородной основе могут обеспечить высокие показатели работы долот. Такие растворы более устойчивы к высоким температурам, позволяют избежать осложнений при бурении солевых отложений и пород, склонных к набуханию в водных средах. Положительна роль раствора при наличии сероводорода и двуокиси углерода, так как дисперсионная среда раствора неэлектропроводна. Умело регулируя водосодержание в них, можно на длительный период избежать осыпей и обвалов в неустойчивых глинистых разрезах.

В 1967 г. С.Р. Lawhon сообщил результаты экспериментов по определению влияния воды в дизельном топливе на скорость проходки в известняках проницаемостью (0,35 — 1,3) 10 —13 м2 и в песчаниках проницаемостью до 5-10 —13 м2 при бурении шарошечным долотом малого диаметра (d « 32 мм). Он установил, что скорость проходки с чистым дизельным топливом составляла 98 % скорости проходки при бурении на воде; для бурового раствора она составляла 86 %; при увеличении содержания воды от 5 до 40 % относительная скорость проходки несколько увеличилась (на 7 %).

На основе своих опытов C.P. Lawhon сделал следующие выводы:

маловязкий раствор на нефтяной основе, в частности дизельное топливо, позволяет получить такую же скорость проходки, как и с использованием технической воды;

растворы на углеводородной основе с высокой концентрацией воды позволяют обеспечить примерно такую же скорость проходки, как и высококачественные буровые растворы на водной основе с оптимальной добавкой смазывающих веществ (нефть, гудроны и др.). Позже эти выводы были подтверждены.

Положительный опыт применения в качестве бурового раствора гидрофобной эмульсии, стабилизатором для которой служит многотоннажный продукт нефтехимической промышленности — окисленный петролатум, описан А.Г. Ро-зенгафтом. Путем введения в эту эмульсию гидроокиси кальция достигается хорошая агрегативная устойчивость, позволяющая увеличить ее "глиноемкость" до 20 % по весу. Такая эмульсия включает в себя до 45 % дизельного топлива или нефти, до 50 % воды, до 5 % окисленного петролатума, до 3 — 5 % гидроокиси кальция. В зависимости от минералогического состава хемогенных пород вода может насыщаться хлористыми солями натрия, магния или кальция.

В Мамонтовском УБР б. объединения "Зипсиббурнефть" разработан и внедрен маловязкий нефтеэмульсионный буровой раствор (МНЭГР), который получают путем добавления в буровой раствор на водной основе нефти совместно с эмульгатором неионогенного типа и перевода его в устойчивую эмульсию.

Применение МНЭГР при бурении скважин позволило улучшить показатели работы долот: проходка на долото увеличилась в среднем на 15 %, а механическая скорость проходки — на 7 %.

Применение нефтеэмульсионных растворов позволяет сохранить устойчивым ствол скважины в глинистых отложениях, что не ухудшает показатели долота, а способствует улучшению выноса керна и сохранению естественной проницаемости нефтеносных горизонтов.

Преимущества растворов на углеводородной основе по сравнению с растворами на водной основе объясняются следующим.

1.    Фильтрат РУО представлен углеводородами, благодаря чему исключается набухание глинистых минералов, сохраняются естественная устойчивость глинистых резервов и естественная проницаемость гранулярных коллекторов, в цементирующем веществе которых присутствует глина.

2.    РУО не только предотвращает диспергирование шлама, особенно при бурении в глинах, но и агрегирует мелкие частицы в более крупные. В результате этого не только улучшается степень очистки забоя и ствола скважины от обломков породы, но и резко повышается эффективность очистки промывочной жидкости от шлама.

3.    РУО обладает хорошей смазывающей способностью, в результате чего не только уменьшается вероятность затяжек-посадок, прихватов бурильной колонны, степень ее скручивания при вращении ротором, но самопроизвольно увеличивается нагрузка на долото в связи с уменьшением силы трения труб о стенки скважины при одинаковых значениях осевых нагрузок, определяемых на поверхности по индикатору веса. Это способствует увеличению скорости проходки.

4. Вязкость РУО уменьшается при повышенных температурах, что может стать положительным при бурении глубоких высокотемпературных скважин, так как вызывает раннюю турбулизацию потока под долотом.

Однако, несмотря на все эти преимущества, буровые растворы на углеводородной основе следует рассматривать как предназначенные главным образом для вскрытия нефтегазоносных горизонтов и бурения в разрезах, осложненных неустойчивыми глинистыми породами, хемо-генными отложениями и массивом многолетнемерзлых пород. Более широкому их применению будут и впредь препятствовать высокая стоимость, неудобство в обслуживании, взрыво- и пожароопасность, расход важных материалов, трудность хранения и утилизации после окончания бурения скважины, а также другие проблемы, связанные с качеством крепления скважин и разобщения пластов, глубинными геофизическими исследованиями и охраной окружающей среды.

2.8. ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА ПРОМЫВКИ НА СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ

Одна из главных функций циркулирующего бурового раствора — очистка забоя и ствола скважины от обломков породы. От эффективности выполнения этой функции в значительной мере зависит скорость проходки скважины. Однако в ряде случаев гораздо больше на скорость бурения влияет другой фактор циркуляции — гидромониторный эффект размыва забоя: с увеличением скорости истечения бурового раствора из насадок долота скорость бурения увеличивается.

Скорость и режим циркуляции бурового раствора определяют интенсивность размыва забоя потоком, значение дифференциального давления на забое, качество очистки забоя и ствола от разрушенной породы, степень размыва скважины, энергетические затраты на циркуляцию, т.е. то, что прямо влияет на скорость бурения скважин.

С повышением производительности промывки будет интенсифицироваться размыв породы на забое, улучшаться удаление шлама с забоя, при этом скорость бурения должна увеличиваться. Однако возникают также отрицательные моменты: повышается дифференциальное давление на забое за счет увеличения потерь напора в кольцевом пространстве и давления падающей на забой струи бурового раствора, интенсифицируется процесс размыва стенок ствола скважины восходящим потоком, растут энергетические затраты на циркуляцию, могут возникнуть поглощения бурового раствора.

Таким образом, при выборе гидравлической программы промывки скважины для каждого конкретного случая должно быть принято компромиссное решение, позволяющее достичь высоких скоростей бурения при минимальных затратах на процесс бурения. При этом скорость и направление истечения бурового раствора из насадок долота, режим циркуляции под долотом в кольцевом пространстве скважины, дифференциальное гидродинамическое давление на забое — основные показатели промывки, влияющие на эффективность процесса бурения.

Все показатели промывки определяются прежде всего значением подачи буровых насосов и настолько тесно взаимосвязаны, что зачастую их роли трудно разделить (В.С. Федоров, Н.А. Колесников, Г.Д. Бревдо и др.).

Производительность циркуляции бурового раствора — комплексный показатель промывки скважин. С ростом этого значения улучшается очистка забоя, а следовательно, повышается эффективность работы долота. В то же время увеличиваются потери давления в кольцевом пространстве и растет гидродинамическое давление на забой, создаются неблагоприятные условия для отхода сколотой долотом частицы от забоя, КПД долота снижается, вследствие чего уменьшаются механическая скорость проходки и проходка на долото.

В.С. Федоровым установлено, что существует определенный предел технологически необходимого расхода промывочной жидкости, дальнейшее увеличение которого нерационально. Этот предел диктуется, в первую очередь, необходимостью обеспечения эффективной очистки забоя от шлама. Он находится опытным путем.

При рассмотрении влияния плотности бурового раствора на показатели работы долота показано, что в разных условиях бурения оно количественно разное и зависит также от глубины скважины, типа пород, порового давления и т.д. Лучше всего проходка на долото и механическая скорость проходки коррелируются с дифференциальным статическим давлением (с разностью между гидростатическим и внутрипо-ровым давлениями). Чем меньше эта разность, тем эффективней порода разрушается долотом. Очевидно, дифференциальное давление на забое является комплексным гидродинамическим параметром, который значительно влияет на характер взаимодействия долота с породой на забое.

С увеличением производительности циркуляции бурового раствора растут гидравлические потери в кольцевом пространстве скважины и в связи с этим повышается гидродинамическое давление на забой. Особенно это заметно при переходе от ламинарного режима течения к турбулентному. Потери давления в кольцевом пространстве скважины могут при этом измениться на несколько мегапаскалей. Эти значения иногда малы по сравнению с гидростатическим давлением столба бурового раствора, однако и они могут оказать решающее влияние, особенно тогда, когда гидростатическое и пластовое (внутрипоровое) давления близки по значению, что характерно для современной технологии бурения скважин.

Таким образом, отрицательным последствием интенсификации промывки скважины может стать увеличение дифференциального давления на забое скважины и, как следствие, ухудшение условий разрушения породы на забое скважины.

Один из основных факторов, влияющих на эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины, — качество очистки забоя от обломков породы циркулирующим буровым раствором (под качеством очистки забоя будем понимать скорость смыва и количество смываемых частиц шлама). Как правило, бурение (особенно турбинное) осуществляется в условиях несовершенной очистки забоя скважины. Из-за зашламленности забоя зубья породоразрушающего инструмента не имеют непосредственного контакта с поверхностью разрушаемой породы; осевая нагрузка со стороны долота воспринимается не только забоем, но и шламовой подушкой. Эффективность внедрения зубца долота в забой скважины существенно ухудшается, скорость проходки уменьшается.

Выполненные в б. Уфимском нефтяном институте исследования показали, что даже тонкий слой шлама на поверхности мрамора на 30 — 40 % снижает передаваемое на мрамор усилие со стороны вдавливаемого пуансона (зубца).

Лабораторными исследованиями, выполненными фирмой "Эссо Продакшин" с помощью микродолот, установлено, что механическая скорость проходки наилучшим образом корре-лируется с функцией числа Рейнольдса. Последующие промысловые исследования, выполненные фирмой "Империэл Ойл" в Канаде, подтвердили характер этой зависимости.

Считается, что причиной тесной корреляции между механической скоростью проходки и числом Рейнольдса потока бурового раствора под долотом служит то, что число Рейнольдса является показателем толщины пограничного слоя бурового раствора у забоя. А сам пограничный слой затрудняет смыв обломков породы с забоя.

При Re = 100*1000 характерна ситуация, когда обломки породы удаляются вихрями, которые образуют движущиеся зубцы долота. При этом пограничный слой настолько велик, что при неподвижном долоте обломки породы с забоя потоком бурового раствора не смываются. В этом случае механическая скорость проходки не зависит от числа Рейнольдса.

По мере увеличения числа Рейнольдса в диапазоне от 103 до 105 вихревые потоки начинают достигать забоя. В результате уменьшения толщины пограничного слоя качество очистки забоя от обломков породы улучшается, и, как следствие, увеличивается механическая скорость проходки. В этом диапазоне чисел Рейнольдса темп увеличения механической скорости проходки наибольший.

При Re = 105* 106 интенсивность роста механической скорости проходки по-прежнему заметно снижается.

Наконец, при числах Рейнольдса более 106 достигается совершенная очистка забоя, и механическая скорость проходки снова не зависит от числа Рейнольдса. Обломки породы с забоя удаляются сразу же после их образования и не попадают повторно под зубья долота. Поэтому дальнейшее увеличение числа Рейнольдса не способствует заметному увеличению механической скорости проходки за счет улучшения качества очистки забоя.

Однако это не исключает дальнейшего повышения эффективности работы долота путем увеличения осевой нагрузки и частоты его вращения, скорости истечения бурового раствора из насадок долота и т.д.

Приведенная корреляция между механической скоростью проходки и числом Рейнольдса подтверждена промысловым экспериментом, в котором механическая скорость проходки фиксировалась в одной и той же скважине каждые 9—10 м, а числом Рейнольдса управляли с помощью специального над-долотного переводника и трехшарошечного долота с двумя комплектами насадок.

Затем числом Рейнольдса управляли с помощью вязкости бурового раствора. Для этого каждые 10 м бурили с использованием поочередно буровых растворов с разной вязкостью (всего использовано шесть растворов и техническая вода). Оказалось, что независимо от способа изменения числа Рейнольдса при одинаковых его значениях достигается одинаковый результат по механической скорости проходки. На основании полученных данных сделан вывод о том, что число Рейнольдса — объективный комплексный параметр, характеризующий качество очистки забоя скважины от шлама циркулирующим буровым раствором.

Для практического применения результатов описанных исследований и экспериментов предлагается использовать понятие индекса механической скорости проходки (ИМС), который связывают с числом Рейнольдса следующими эмпирическими зависимостями: при Re < 1900 ИМС = 0,04; при 1900 < < Re < 5104 ИМС = 0,001 Re0 45; при 5104 < Re < 5105 ИМС = = 0,01 Re0,27; при Re > 5105 ИМС = 0,32.

Индекс механической скорости проходки отражает лишь влияние свойств бурового раствора и режима циркуляции в поддолотной зоне на качество очистки забоя от выбуренной породы, но он не учитывает эффект размыва забоя гидромониторной струей. Для перехода через этот показатель ИМС к 98 абсолютному значению механической скорости проходки необходимо знать для данных конкретных условий значение механической скорости и соответствующее ему значение ИМС:

Vмх = -^- (ИМС)х,

(ИМС)А

где vHI, умА — соответственно искомая и известная механическая скорость проходки; (ИМС)Х, (ИМС)А — индексы механической скорости проходки соответственно для ум1 и умА.

Максимум ИМС показывает, что при данных режимных параметрах долота будет достигнута максимальная механическая скорость проходки.

Расчеты показывают, что при прочих равных условиях ИМС выше при меньшем числе насадок на долоте. Это подтверждено результатами промысловых экспериментов: закупоривали в период долбления 1—2 насадки долота и при этом никогда не уменьшалась механическая скорость проходки, а часто, наоборот, увеличивалась.

Таким образом, режим течения бурового раствора под долотом может существенно повлиять на показатели работы долота, так как служит определяющим фактором в степени очистки забоя от шлама.

Из отечественной и зарубежной практики бурения скважин известно, что по мере увеличения скорости истечения бурового раствора из отверстий долота разрушение забоя долотом интенсифицируется. Это обусловлено, с одной стороны, увеличением количества подаваемой к забою промывочной жидкости, а с другой — увеличением кинетической энергии струи, бомбардирующей поверхности забоя. Механическая скорость проходки тесно коррелируется с гидравлической мощностью, срабатываемой на долоте, и со скоростью струи бурового раствора в насадках долота: с увеличением этих параметров механическая скорость проходки увеличивается.

Промыслово-экспериментальные работы (ВНИИБТ) при бурении роторным способом позволили установить, что с увеличением скорости истечения струи из насадок гидромониторных долот от 56 до 111 — 127 м/с при практически неизменной производительности циркуляции бурового раствора достигалось увеличение механической скорости проходки почти в два раза. Установлено, что с увеличением перепада давления на насадках долота от 2,0 до 10,5 МПа при производительности циркуляции 20 — 26 л/с механическая скорость проходки возрастала в два-три раза. Причем наиболее интенсивный рост механической скорости проходки отмечался в диапазоне перепадов давлений на насадках 3,0 —8,0 МПа. При перепаде на насадках более 9,0 МПа зависимость механической скорости проходки от скорости истечения бурового раствора из насадок долота заметно ослабевала.

На основании выполненных работ в Ставрополье сделаны практически важные выводы о роли скорости истечения струи из насадок гидромониторных долот в процессе разрушения пород на забое: при увеличении скорости истечения от 40 — 70 до 100—110 м/с при бурении в мягких породах можно повысить механическую скорость проходки на 50 — 100 % и рейсовую скорость бурения — на — 10 — 60 %; в породах средней твердости в этом случае можно достичь увеличения механической скорости проходки на 30 — 80 %.

На эффективность размыва породы гидромониторной струей значительно влияет гидростатическое давление: с увеличением его эффективность размыва забоя струей снижается. Но если с технологической точки зрения положительная роль высокоскоростной струи в разрушении породы долотом очевидна, то целесообразность применения гидромониторных долот при бурении в разных геологических условиях определяется прежде всего прочностными характеристиками разбуриваемых пород.

Экспериментальным путем установлено (Б.В. Байдюк, Р.В. Винярский), что при действии гидромониторной струи на забой скважины могут наблюдаться три частных эффекта, в совокупности определяющие роль струи в разрушении забоя.

Первый — эффект смыва с забоя сколотых частиц породы (шламовой подушки). Как было указано выше, он определяется не столько силой удара струи о забой, сколько режимом течения промывочной жидкости в поддолотной зоне. Второй заключается в выемке недоразрушенной породы и в разрушении перемычек между лунками, образовавшимися под зубцами долота. Третий заключается в непосредственном разрушении струей материнской породы.

Согласно исследованиям Н.А. Колесникова, А.К. Рахимова и других выявляется четвертый эффект воздействия гидромониторной струи. С увеличением скорости взаимодействия струи с забоем проницаемых горных пород возрастает интенсивность смыва глинистой корки, что обусловливает рост давления на глубине разрушения и снижает напряжения в 100 скелете породы. В итоге облегчаются условия и эффективность разрушения горных пород.

Частные гидромониторные эффекты зависят от соответствующего сочетания твердости и проницаемости породы. При этом суммарный гидромониторный эффект для одной и той же породы не является монотонной зависимостью от удельного давления струи на забой, а представляет собой сменяющие друг друга участки усиления и ослабления эффекта, а значения удельных давлений, соответствующие этим участкам, зависят от твердости и сплошности породы.

Итак, совершенствование гидравлической программы промывки скважин — важный резерв повышения скоростей бурения, особенно в мягких и средних породах при использовании гидромониторных долот.

После установления влияния различных показателей технологического процесса промывки на скорости бурения скважин появляется возможность сформулировать основные требования к буровым растворам, которые вытекают из необходимости обеспечения в процессе бурения:

минимального дифференциального давления на забое;

минимальной толщины фильтрационно-шламовой подушки на забое;

совершенной очистки забоя от обломков разрушенной долотом породы;

максимальной силы удара о забой струи бурового раствора, вытекающего из насадок долота.

С позиций достижения наилучших показателей работы долот и повышения скоростей бурения скважин к буровым растворам можно предъявить следующие основные требования:

1) жидкая основа буровых растворов должна быть маловязкой и иметь низкое значение поверхностного натяжения на границе с горными породами;

2) в твердой фазе бурового раствора концентрация глинистых частиц должна быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы — максимальной;

3) буровые растворы должны быть недиспергирующими под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах. Они должны обладать стабильными показателями технологических свойств;

4)    буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирования и набухания;

5)    буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;

6)    желательно, чтобы буровые растворы в своем составе имели не менее 10 % смазывающих добавок, а также содержали газообразную фазу.

Естественно, эти общие требования не являются догмой, а их выполнение во многом зависит от геолого-технических условий бурения. Однако они позволяют выбрать именно тот раствор, который не только исключит осложнения и аварии в скважине, но и обеспечит высокие скорости ее бурения. При этом, конечно, в каждом конкретном случае необходимо решать комплексную задачу о целесообразности применения того или иного раствора с учетом технической вооруженности буровой установки, оперативности снабжения ее материалами, квалификации работников, географического положения скважины и т.д.

Выполнение на практике сформулированных общих требований к буровому раствору необходимо, но недостаточно для выбора бурового раствора с целью обеспечить сохранность проницаемости продуктивного горизонта.

Безусловно, только реализация наиболее полного комплекса предложенных мероприятий позволит достичь заметного повышения эффективности бурения скважин. Использование лишь некоторых мероприятий вряд ли позволит достичь стабильного технологического и экономического эффекта.

2.9. ЭНЕРГЕТИКА ПРОЦЕССОВ

РАЗРУШЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД

В основе энергетики процессов разрушения горных пород лежат законы Риттингера и Кирпичева, определяющие расход энергии на разрушение (измельчение) горных пород. В физическом отношении эти законы одинаково обоснованы, однако чаще пользуются первым. Установлено, что при тонком измельчении минеральных тел закон Риттингера соблюдается с большой точностью.

В соответствии с этим законом работа, затраченная на измельчение горной породы, пропорциональна приращению поверхности материала, поэтому можно записать AS = HSAS, где AS — работа, затраченная на измельчение; HS — работа, 102 которую необходимо выполнить на образование единицы поверхности; AS — приращение поверхности.

Затрачиваемая на разрушение работа AS может быть дифференцирована на: работы, идущие на образование новой поверхности горной породы AV, работы, идущие на упругие и пластические деформации Ауп, которые сопровождают процесс разрушения, но не приводят к образованию новой поверхности; работы трения Ат. Следовательно, HS всегда значительно больше поверхностной энергии о.

Так как горная порода имеет трещины и поры, работу на ее разрушение можно представить в виде

As = Hs(S - Sтр) = HsXS,

где S — общая поверхность частиц; S1V — общая поверхность трещин и пор; X = 1 — S^/S.

В начальной стадии разрушения трещиноватость и пористость играют, естественно, большую роль, чем в дальнейшем.

Работу AS можно выразить через потребляемую мощность N; при этом учитывают, что объем V выбуренной породы пропорционален механической скорости проходки ум и квадрату диаметра скважины d2 или долота (без учета дробления породы при образовании каверн):

HSXDd2vK/N = const,

где D — дисперсность измельченной массы.

Работу разрушения (AV, A0, AS) можно определять по-разному:

Av = A/V,

где V — объем разрушаемой породы;

Aq = A/Q,

где Q — масса разрушаемой породы;

AS = A/S,

где S — вновь образованная поверхность.

О.А. Шрейнер пользовался контактной работой ASk, т.е. отношением полной работы А к площади контакта разрушающего инструмента SK:

Ask = A/Sv

По удельной контактной работе осадочные породы могут быть разделены на десять категорий.

Энергоемкость разрушения горных пород зависит от силы

удара при динамическом разрушении, которая, в свою очередь, определяется нагрузкой и скоростью ее приложения, формой разрушающего инструмента и др.

Для случая, когда изменения объемной работы от работы удара обусловливаются изменением нагрузки и постоянством скорости ее приложения, экспериментальные данные и их анализ показывают, что при некоторой малой энергии одного удара разрушения горной породы не происходит и поэтому объемная работа разрушения бесконечно велика, так как она полностью расходуется на упругие и пластические деформации. Коэффициент полезного действия п разрушения равен нулю. Глубина погружения породоразрушающего инструмента ничтожно мала и обусловливается только уплотнением породы. При постепенном увеличении работы удара изменения объемной работы из области упругих переходят в область остаточных деформаций. Наконец, при некоторой энергии А1 удара, которой соответствует минимальная объемная работа, порода разрушается. Поскольку энергия каждого удара используется полностью, КПД имеет максимальное значение. При дальнейшем увеличении энергии удара от А1 до А2 возрастает ее нереализованная часть, используемая на упругие деформации, уплотнение породы и образование в ней зоны предразрушения. С возрастанием объемной работы КПД при этом уменьшается. Углубление разрушающего инструмента мало и ограничено уплотнением породы.

Разность А2 — А1 не используется после разрушения породы на глубину, соответствующую первому скачку погружения. Усилие, необходимое для преодоления каждого последующего скачка, больше предыдущего, т.е. после каждого последующего скачка область упругих и остаточных деформаций возрастает; увеличивается и число участков, где не происходит приращения объема разрушений горной породы.

С увеличением скорости приложения нагрузки при постоянном запасе работы объемная работа уменьшается, асимптотически приближаясь к некоторому значению.

Влияние    формы    породоразрушающего    инструмента

(штамп — сфера — призма) на энергоемкость процесса разрушения пород при статическом и динамическом вдавливании сводится к следующему:

абсолютные значения объемных работ при динамическом вдавливании в несколько раз выше, чем при статическом;

геометрическая форма породоразрушающего инструмента оказывает существенное влияние на объемную работу;

наименьшая объемная работа наблюдается при вдавливании цилиндрического штампа, наибольшая — при вдавливании призмы, т.е. бурить крепкие породы шарошечными долотами с цилиндрическими зубцами значительно выгоднее, чем с призматическими.

Удельная работа разрушения увеличивается пропорционально росту прочности на сжатие или твердости горной породы. Из теории известно, что объемная работа разрушения пропорциональна квадрату твердости. Однако противоречия здесь нет, так как во время разрушения подавляющая часть затраченной работы идет на преодоление сил трения, пропорциональных твердости в первой степени.

На объемную работу разрушения пород оказывает влияние активность среды. По Л.А. Шрейнеру, эффективность действия адсорбционных слоев падает почти до нуля, когда объемная работа достигает минимального значения; эффективность действия ПАВ достигает максимума, когда работа разрушения максимальна при А2, так как в этом случае в породе возникает зона предразрушения, характеризующаяся развитой системой трещин. Следовательно, положительное действие ПАВ проявляется тогда, когда работа удара не соответствует минимуму удельной работы разрушения и особенно когда для разрушения требуется много ударов. При однократном разрушении среда не влияет на объемную работу разрушения.

Во время бурения скважин с увеличением механической скорости проходки ум удельная работа Ау разрушения убывает:

A = av -n,

где а — величина, зависящая от условий и параметров режима бурения и типа долота; n — показатель, зависящий от степени измельчения выбуриваемой породы; он колеблется от 0,5 до 0,25.

Экспериментально установлено, что удельная энергия, расходуемая при бурении шарошечными долотами с объемным разрушением породы, составляет (28,8 — 32,4)-106 Дж.

При бурении с усталостным разрушением удельный расход энергии достигает (72 — 108)-106 Дж, а при бурении с поверхностным разрушением (истиранием) удельной энергии требуется (180 — 216)-106 Дж.

2eeeOaicAu NeaiaOciAnau • •    ••

cA ё?ёёа10айё1^ё аАЁаёгёАайсёЁё е а А с А    с0 110ёёё?ёЙА

2.1. Neai.a0ciAnau cA ёёёаа?ёЙё??ё

ёёё0а1сё-ааоёаА?0айёаа1 ёААё?

Для выполнения проектных и изыскательских работ обычно между заказчиком и подрядчиком-проекти-ровщиком заключается соответствующий договор, по которому подрядчик обязуется по заданию заказчика разработать техническую документацию и выполнить требуемые изыскательские работы, а заказчик обязуется принять и оплатить эти работы.

Параграфом 4 главы 37 Гражданский кодекс РС регламентирует основные правила и процедуры разработки и использования договора подряда на выполнение проектных и изыскательских работ.

В тех случаях, когда строительство ведется методом "под ключ", проектно-строительной организацией заключается один комплексный договор подряда, в котором предусмотрены к выполнению все виды деятельности: проектирование, выполнение строительно-монтажных работ, комплектация строительства требуемым оборудованием и ввод в эксплуатацию.

Задание на проектирование и исходные данные, необходимые для составления технической документации, заказчик должен до начала работ по договору передать подрядчику. Одновременно с ним передаются другие материалы: обоснование инвестиций строительства объекта, отвод земельного участка.

Эти документы должны соответствовать требованиям СНиП "Порядок разработки, согласования, утверждения и

состава проектной документации на строительство зданий и сооружений на территории РФ" (СНиП я. II-01 —95).

Договор подряда на выполнение проектных и изыскательских работ должен состоять из разделов: предмет договора;

состав и содержание проектно-сметной документации; срок действия договора;

сроки разработки и этапы выдачи документации; цена;

размеры надбавок и скидок к договорной цене; порядок сдачи и приемки документации; ответственность сторон за нарушение условий договора. Основным проектным документом на строительство объектов является, как правило, технико-экономическое обоснование (ТЭО) (проект) строительства. На основании утвержденного в установленном порядке ТЭО (проекта) строительства разрабатывается рабочая документация.

В соответствии со СНиП 11-01—95, для объектов, строящихся по проектам массового и повторного применения, а также других технически несложных объектов на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство или градостроительной документации, может разрабатываться рабочий проект (утверждаемая часть и рабочая документация) или рабочая документация.

Проект строительства — это техническая документация, в которую обычно включаются: технико-экономическое обоснование, чертежи, записки и некоторые другие материалы, необходимые для организации и проведения строительства. Одной из важнейших частей этой документации являются материалы выполненных инженерных изысканий (исследований) .

2.2. &си0с0ёсо0 ааоёаАсаи

Инженерные изыскания должны обеспечивать комплексное изучение природных условий района, площадки, участка, трассы проектируемого строительства, местных строительных материалов и источников водоснабжения и получение необходимых и достаточных материалов для разработки экономически целесообразных и технически обоснованных решений при проектировании и строительстве объектов с учетом рационального использования и охраны природной среды, а также получение данных для составления прогноза изменений природной среды под воздействием строительства и эксплуатации предприятий, зданий и сооружений.

Инженерные изыскания необходимо выполнять в соответствии с установленным порядком проектирования, природными условиями и характером проектируемых объектов для разработки:

предпроектной документации — технико-экономических обоснований и технико-экономических расчетов (ТЭР) строительства новых, расширения, реконструкции и технического перевооружения действующих предприятий, зданий и сооружений; проектов (рабочих проектов) предприятий, зданий и сооружений;

рабочей документации предприятий, зданий и сооружений.

Инженерные изыскания производятся без изъятия земельных участков у землепользователей.

Организация, выполняющая инженерные изыскания, имеет право устанавливать (закладывать) геодезические пункты, осуществлять проходку горных выработок, отбирать пробы воздуха, воды, грунта, выполнять подготовительные и сопутствующие работы (расчистка и планировка площадок, прокладка визирок, устройство временных дорог, переездов, водоводов и др.), необходимые для изысканий.

Рубка леса, необходимая для выполнения изысканий, допускается только при наличии лесорубочного билета, получаемого заказчиком в установленном порядке до начала изысканий.

При производстве изысканий, связанных с нарушением почвенного покрова, необходимо снимать, хранить и наносить после окончания работ почвенный плодородный слой на нарушенные земли, а также не допускать загрязнения воздуха, воды и почвы.

Инженерно-геодезические изыскания должны обеспечивать получение топографо-геодезических материалов и данных, необходимых для проектирования строительства и реконструкции объектов, зданий и сооружений, а также для выполнения инженерных изысканий других видов.

Инженерно-геодезические изыскания должны обеспечить получение топографо-геодезических материалов и данных, необходимых для разработки генерального плана объекта (определения оптимального положения трассы), а также доработки и детализации проектных решений, принятых в ТЭО (ТЭР) и при разработке другой предпроектной документации.

При инженерно-геодезических изысканиях для разработки проектов на площадках строительства, как правило, должны выполняться:

сбор и анализ топографо-геодезических материалов, включая материалы и данные изысканий прошлых лет; построение (развитие) опорных геодезических сетей; создание планово-высотной съемочной геодезической сети;

топографические съемки (обновление планов); инженерно-гидрографические работы;

геодезическое обеспечение изысканий, других видов включая изучение опасных геологических процессов; составление и размножение планов.

Состав и объем инженерно-геодезических изысканий должны определяться в программе изысканий.

Инженерно-геодезические изыскания трасс линейных сооружений должны выполняться по утвержденным в ТЭО (ТЭР) направлениям.

В состав изысканий входят:

сбор и анализ имеющихся топографо-геодезических, аэрофотосъемочных материалов, а также данных изысканий прошлых лет по направлению трассы;

камеральное трассирование вариантов трассы и полевое обследование (рекогносцировка) намеченных вариантов;

топографическая съемка вдоль намеченных вариантов трассы трубопроводов, а также мест индивидуального проектирования (переходы через естественные и искусственные препятствия, пересечения коммуникаций, площадки и др.);

полевое трассирование с проложением теодолитных и тахеометрических ходов, по всей длине трассы в случае отсутствия крупномасштабных топографических планов; геодезическое обеспечение изысканий других видов.

При полевом обследовании надлежит уточнять намеченное положение трассы; осуществлять сбор и уточнение сведений о пересекаемых коммуникациях; в случае несоответствия содержания имеющихся планов современному состоянию ситуации и рельефа производится их обновление. Обновление планов должно осуществляться как правило, в полосе не менее ширины охранной зоны сооружения.

По трассам магистральных трубопроводов, прокладываемых в сложных условиях, выполняется съемка ситуации.

По трассам линейных сооружений при необходимости выполняются:    полевое трассирование; планово-высотные

привязки трасс к пунктам опорной геодезической сети; топографическая съемка полосы местности вдоль трассы (съемка текущих изменений при наличии планов); геодезическое обеспечение изысканий других видов.

Состав и объем изысканий для рабочего проектора должны приниматься с учетом указаний по составу и объему изысканий для проекта и рабочей документации.

Инженерно-геологические изыскания должны обеспечивать комплексное изучение инженерно-геологических условий района (площадки, участка, трассы) проектируемого строительства, включая рельеф, геоморфологические, сейсмические, гидрогеологические условия, геологическое строение, состав, состояние и свойства грунтов, геологические процессы и явления, изменение условий освоенных (застроенных) территорий с целью получения необходимых и достаточных материалов для обоснования проектирования объектов с учетом рационального использования и охраны геологической среды, а также данных для составления прогноза изменений инженерно-геологических условий при строительстве и эксплуатации предприятий, зданий и сооружений.

Инженерно-геологические изыскания включают комплексы работ: инженерно-геологическую рекогносцировку, инженерно-геологическую съемку и инженерно-геологическую раз- ведку.

Рекогносцировка может производиться как самостоятельный комплекс работ или выполняться при съемке и разведке.

В состав инженерно-геологических изысканий входят: сбор, обработка, анализ и использование материалов изысканий прошлых лет и данных об инженерно-геологических условиях;

дешифрирование космо- аэрофотоматериалов и аэровизуальные наблюдения;

маршрутные наблюдения; прокладка горных выработок; геофизические исследования; полевые исследования грунтов; гидрогеологические исследования; стационарные наблюдения; лабораторные исследования грунтов;

обследование грунтов оснований существующих зданий и сооружений;

камеральная обработка материалов.

Необходимость выполнения отдельных видов инженерногеологических работ, условия их заменяемости следует устанавливать в программе изысканий в зависимости от стадийности проектирования, сложности инженерно-геологических условий, характера и класса ответственности проектируемых зданий и сооружений.

При изысканиях для проектной документации и проекта наибольшую детальность изучения геологической среды и ее отдельных элементов следует обеспечивать на типичных ("ключевых", характерных) участках, данные которых следует экстраполировать на прилегающую площадь или массив грунта. Число, местоположение ключевых участков, а также состав и объем работ устанавливаются программой изысканий.

Инженерно-гидрометеорологические изыскания следует выполнять для обеспечения проектирования исходными данными при решении следующих задач:

выбора места размещения площадки строительства (трассы) и ее инженерной защиты от неблагоприятных гидрометеорологических воздействий;

выбора конструкций сооружений и определения их основных параметров;

определения условий эксплуатации сооружений; организации водоснабжения, выпусков сточных вод и др.; охраны водной и воздушной среды.

В состав инженерно-гидрометеорологических изысканий входят:

сбор, анализ и обобщение имеющихся для района изысканий данных по режиму водных объектов и климату, включая материалы изысканий прошлых лет;

рекогносцировочное обследование района изысканий; наблюдения за режимом водных объектов и метеорологическими элементами;

изучение гидрометеорологических процессов и явлений; определение расчетных характеристик и параметров гидрометеорологического режима.

При необходимости проводятся специальные исследования:

водного баланса территории, бассейна реки, озера, водохранилища и т.п.;

условий формирования стока на эталонных бассейнах малых рек;

ледотермических процессов; гидравлических условий;

для обоснования построения физической и математической модели руслового процесса подтопления подземными водами и др.;

микроклиматических условий.

Инженерно-гидрометеорологические изыскания трасс линейных сооружений должны обеспечивать:

оценку климатических условий полосы приложения трассы;

выбор участков перехода трассы через водные объекты, являющиеся естественным препятствием для ее проложения.

Для участков перехода трассы через большие или сложные водные объекты в составе изысканий следует предусматривать проведение дополнительных работ с целью получения необходимых данных, обосновывающих разработку проекта сооружения.

При определении состава инженерно-гидрометеорологических изысканий, выполняемых для проектирования магистральных трубопроводов, следует исходить из способа их прокладки при переходе через водные объекты и их сложности по условиям пересечения. При отнесении перехода к группе сложности необходимо руководствоваться условиями пересечения трассой водного объекта, приведенными в табл. 2.1.

Для малых переходов трассы следует учитывать только их общее количество, определяемое приближенно по характерным участкам трассы. Оценку климатических условий трассы, выбор мест размещения и определение гидрологических условий больших и средних переходов следует производить приближенно на основе имеющейся изученности территории. В случае недостаточной изученности в составе изысканий должно быть предусмотрено наземное обследование участков

Т а б л и ц а 2.1

Характеристики условий пересечения водного объекта

Группа сложности перехода


Ширина зеркала воды в межень для створа пересечения трассой до 30 м при средних глубинах воды до 1,5 м

Малые переходы Средние переходы Большие переходы


Ширина зеркала воды в межень для створа пересечения трассой от 31 до 75 м при средних глубинах воды более 1,5 м

Ширина зеркала воды в межень для створа пересечения более 75 м

Ширина зеркала воды в межень для створа пересечения менее 75 м, но зона затопления при 20-дневном стоянии уровней воды 10 % вероятности превышения составляет более 600 м

больших и средних переходов. Обследование малых переходов допускается для участков трассы, располагаемых в районах с развитой овражно-балочной сетью.

Инженерно-экологические изыскания и исследования выполняются в соответствии с установленным порядком проведения проектно-изыскательских работ для поэтапного экологического обоснования намечаемой хозяйственной деятельности.

Инженерно-экологические изыскания являются самостоятельным видом комплексных инженерных изысканий для строительства и могут выполняться как в увязке с изысканиями других видов (инженерно-геодезическими, инженерногеологическими, инженерно-гидрометеорологическими), так и в отдельности, по специальному техническому заданию заказчика для оценки экологической обстановки на застраиваемых или застроенных территориях в целях ликвидации негативных экологических последствий хозяйственной и иной деятельности и оздоровления сложившейся ситуации.

В состав инженерно-экологических изысканий входят: сбор, обработка и анализ опубликованных и фондовых материалов и данных о состоянии природной среды, поиск объектов-аналогов, функционирующих в сходных природных условиях;

экологическое дешифрирование аэрокосмических материалов с использованием съемок различных видов (чернобелой, многозональной, радиолокационной, тепловой и др.);

маршрутные наблюдения с покомпонентным описанием природной среды и ландшафтов в целом, состояния наземных и водных экосистем, источников и признаков загрязнения;

проходка горных выработок для получения экологической информации;

эколого-гидрогеологические исследования; почвенные исследования;

геоэкологическое опробование и оценка загрязненности атмосферного воздуха, почв, грунтов, поверхностных и подземных вод;

лабораторные химико-аналитические исследования; исследование и оценка радиационной обстановки; газогеохимические исследования; исследование и оценка физических воздействий; изучение растительности и животного мира; социально-экономические исследования;

санитарно-эпидемиологические и медико-биологические исследования;

стационарные наблюдения (экологический мониторинг); камеральная обработка материалов и составление отчета. Назначение и необходимость отдельных видов работ и исследований, условия их взаимозаменяемости и сочетания с другими видами изысканий устанавливаются в программе инженерно-экологических изысканий в зависимости от вида строительства, характера и уровня ответственности проектируемых зданий и сооружений, особенностей природнотехногенной обстановки, степени экологической изученности территории и стадии проектно-изыскательских работ.

На основании материалов, полученных при выполнении инженерно-геодезических, инженерно-геологических, инженерно-гидрометеорологических и инженерно-экологических изысканий, разрабатывают проектную документацию для строительства и эксплуатации объекта.

2.3. lOi^aae-uae^eaaoOeaeO ёАёё^е^Л^аб ё?ёёа?0айё1^А (iue, eeeOai) eAoOafA

Решение о разработке ТЭО (проекта) строительства принимается заказчиком после проведения экспертизы, согласования и утверждения "Обоснования инвестиций". Такому решению заказчика часто предшествует заключение предполагаемого объекта в соответствующие инвестиционные программы.

Инструкцией о порядке разработки, согласования утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений (СНиП 11-01—95) технико-экономическое обоснование строительства определено в качестве основного проектного документа на строительство объекта. Одновременно этим документом в отечественной практике понятия ТЭО и "проект" приравнены между собой, т.е. введено двойное обозначение стадии, единой по составу и содержанию (таким образом по мнению разработчиков СНиП становится возможным добиться преемственности действующей законодательной и нормативной баз и совместимости с терминологией, применяемой за рубежом).

Разработка ТЭО выполняется по заданию заказчика проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию и достаточный опыт работы. Для выбора оптимального предложения со стороны проектировщика заказчик может провести конкурс (тендер) на разработку ТЭО строительства конкретного объекта.

Основным документом, регламентирующим взаимоотношения между заказчиком и исполнителем-проектировщиком, а также правовые и финансовые отношения, взаимные обязательства и ответственность сторон, является договор на разработку ТЭО. К договору прилагается задание на проектирование, в котором указываются исходные данные, устанавливаются технико-экономические, экологические, социальные и другие требования, которые по мнению заказчика обязательно должны быть соблюдены при разработке ТЭО.

В задании на проектирование должны быть оговорены состав ТЭО и основное содержание его разделов.

Рекомендуемый состав технико-экономических обоснований строительства (ТЭО, проект) следующий:

1.    Общая пояснительная записка.

2.    Генеральный план и транспорт.

3.    Технологические решения.

4.    Архитектурно-строительные решения.

5.    Инженерное оборудование, сети и системы.

6.    Организация строительства.

7.    Охрана окружающей среды.

8.    Охрана труда и техника безопасности.

9. Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций.

10.    Сметная документация.

11.    Эффективность инвестиций.

В соответствующих разделах ТЭО следует приводить: спецификации оборудования, составляемые применительно к форме, утвержденной государственными стандартами;

исходные требования к разработке конструкторской документации на оборудование индивидуального изготовления, что оговаривается в договоре.

В целях подготовки более полных технико-экономических обоснований строительства состав и содержание ТЭО, предусмотренные в СНиП 11-01 —95 можно дополнять следующими разделами (материалами):

рыночные исследования и анализ сбыта (с использованием материалов "Обоснования инвестиций" и "Бизнес-плана");

маркетинговая стратегия (с использованием материалов "Обоснования инвестиций" и "Бизнес-плана");

организация транспортировки крупногабаритных и тяжеловесных материалов и оборудования (при необходимости);

оценка риска инвестиций, мероприятия по его профилактике и минимизации возможных потерь (с использованием материалов "Обоснования инвестиций" и "Бизнес-плана");

обоснование разработки специальных технических условий на строительство (для особо сложных и уникальных объектов или условий их освоения (разработки) и строительства); выводы и предложения.

В составе ТЭО раздел "Эффективность инвестиций" должен выполняться в соответствии с "Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования", утвержденными Госстроем России, Минэкономики России, Минфином России, Госкомпромом России (№ 7-12/47 от 31.03.94 г.), и дополнительно отражать вопросы состояния и путей погашения за-должностей перед федеральным бюджетом и бюджетами других уровней, а также возврата кредитов.

Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны и мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций должны проектироваться комплексно и дополнять друг друга. Данный раздел должен включать комплекс мер и технических решений (планировочных, объемнопланировочных, конструктивных), направленных на предупреждение, предотвращение или максимально возможное снижение интенсивности негативного воздействия процессов возникающих при чрезвычайных ситуациях, в том числе при эксплуатационно-технологических отказах, и обеспечивающих защиту производственных фондов и персонала, а также близлежащих территорий и проживающего на них населения. В то же время оценка возможности возникновения ситуаций и решения по их предотвращению рекомендуется рассматривать в разделе "Технологические решения".

Разрабатываемые в разделе "Охрана окружающей среды" для конкретного объекта "Оценка воздействия объекта на окружающую среду" (ОВОС) в полном объеме должны содержать описание возможных негативных последствий на окружающую среду, а также все сведения, позволяющие оценить, как и насколько выполняются санитарные правила, имеют ли место превышения допустимых норм по радиационному, химическому и другим видам воздействий на окружающую среду и население, и какие предусмотрены компенсирующие меры.

Решение о разработке рабочей документации принимается заказчиком после проведения экспертизы, согласования и утверждения ТЭО.

Разработка рабочей документации выполняется по заданию заказчика проектной организацией, имеющей соответствующую лицензию и достаточный опыт работы.

Выбор проектной организации может быть проведен по результатам конкурса на выполнение проектных (проектноизыскательских) работ. Преимущества в получении заказа на научно-исследовательские работы (НИР) должны иметь проектные инвесторы, имеющие сертификат на систему обеспечения качеством продукции в соответствии с требованиями ГОСТ Р ИСО 40.001 -95.

В случае привлечения для разработки рабочей документации проектной организации, не являющейся разработчиком ТЭО (проекта), рабочего проекта (утверждаемой части), или в случае отступления от решений, принятых в них, выдается задание на разработку рабочей документации. В этом случае неотъемлемой частью договора на разработку рабочей документации является задание, которое составляется исходя из конкретных условий по произвольной форме. Задание составляется с привлечением проектной организации. При составлении задания оговаривается перечень необходимых исходных данных.

Рекомендуемый состав задания на проектирование объектов производственного назначения приведен в СНиП

11-01-95.

Заказчик выдает проектировщику следующие исходные материалы:

обоснование инвестиций данного объекта с заключением экспертизы;

решение местного органа исполнительной власти о согласовании места размещения объекта;

архитектурно-планировочное задание;

акт выбора земельного участка (трассы) для строительства и прилагаемые к нему материалы;

материалы инженерно-геологических и гидрологических изысканий;

технические условия на присоединение к внешним инженерным сетям и коммуникациям;

оценочные акты и решения органов местной администрации о сносе и характере компенсации за сносимые здания и сооружения;

сведения о фондовом состоянии окружающей природной среды;

другие материалы.

Состав рабочей документации определяется соответствующими государственными стандартами Системы проектной документации для строительства (СПДС) и уточняется заказчиком и проектировщиком в заключаемом договоре.

Требования стандартов СПДС взаимосвязаны с требованиями соответствующих унифицированных систем документации, в том числе Государственных стандартов Единой системы конструкторской документации (ЕСКД), стандартов Системы Федеральной документации (СФД), международных стандартов ИСО и МОК (Международной электротехнической компании), а также с другими взаимосвязанными документами.

Рекомендуемый состав рабочей документации следующий:

1. Рабочие чертежи, предназначенные для производства строительных и монтажных работ.

2. Рабочая документация по ГОСТ 21.501-81 на строительные изделия (выполняется в случаях, специально оговоренных в контрактной документации или в задании заказчика на разработку рабочей документации).

3.    Спецификации оборудования, изделий и материалов по основным комплектам рабочих чертежей по ГОСТ 21.110-81.

4.    Ведомости и сводные ведомости объемов строительных и монтажных работ по ГОСТ 21.101-81 (выполняется в случаях, специально оговоренных в договорной документации или в задании заказчика на разработку рабочей документации).

5.    Другая документация, предусмотренная соответствующими стандартами.

6. Сметная документация (объектные и локальные сметы выполняются при одностадийном проектировании, а при проектировании рабочей документации в случаях, специально оговоренных в задании заказчика на проектирование).

7. Конструкторская документация по изготовлению не стандартизированного оборудования, конструкций узлов и деталей (выполняется в случаях, специально оговоренных в задании Заказчика на разработку рабочей документации).

8.    Специальные разделы, оговоренные договором.

Проектировщиком осуществляется контроль за соответствием рабочей документации требованиям федеральных и отраслевых нормативных документов (осуществление нормо-контроля) по завершении разработки очередного этапа.

Содержание и порядок проведения нормоконтроля в проектных организациях регламентируется ГОСТ 21.022-81.

Нормоконтролю подлежат:

проектно-сметная и рабочая документация на проектирование всех видов;

изменения, внесенные в ранее разработанную и выданную заказчику проектно-сметную документацию.

Оперативную работу по организации разработки рабочей документации, ее приемки и передаче подрядной строительной организации обеспечивает заказчик либо специализированная компания по управлению проектом.

В составе рабочего проекта кроме рабочей документации разрабатываются следующие материалы: общая пояснительная записка, содержащая исходные данные для проектирования, основные технико-экономические показатели запроектированного объекта, генеральный план, перечень зданий и сооружений, которые намечено строить по типовым проектам, дополнительные чертежи, разрабатываемые при привязке типовых и повторно применяемых индивидуальных проектов, а также разделы организации строительства и сметной документации.

В разделе "Сметная документация" в составе рабочего проекта разрабатываются: сводный сметный расчет, сводка затрат, объектные и локальные сметы, объектные и локальные сметные расчеты (для объектов с продолжительностью строительства свыше двух лет), сметы на проектные и изыскательские работы. Кроме того, одновременно со сметной документацией в составе рабочего проекта разрабатываются: ведомость сметной стоимости строительства объектов, входящих в пусковой комплекс, ведомость сметной стоимости объектов и работ по охране окружающей природной среды и ведомость сметной стоимости товарной строительной продукции (при продолжительности строительства предприятий, зданий и сооружений до двух лет, а при большей продолжительности - на объекты, вводимые в эксплуатацию в первом году строительства).

Данные о сметной стоимости объектов и работ по охране окружающей природной среды включаются в раздел рабочего проекта (проекта) "Охрана окружающей природной среды".

В настоящее время существуют следующие методы определения стоимости строительства:    ресурсный, индексный,

компенсационный метод и метод аналогов.

Ресурсный метод определения стоимости строительства представляет собой составление калькуляции в текущих или прогнозируемых ценах и тарифов на затраты (ресурсы), необходимые для реализации проекта.

В калькуляции себестоимости определяется потребность выражения следующих показателей в натуральном измерении:

материалы, изделия и конструкции;

данные о транспортной схеме их доставки на площадку (трассу) строительства (расстояние и время доставки);

количество, состав и время эксплуатации строительных машин и механизмов;

расход энергоносителей на технологические нужды;

затраты труда рабочих.

Накладные расходы определяются заказчиком (инвестором) и подрядной организацией на основе сметной стоимости прямых затрат или фактического значения средств на оплату труда работающих.

Сметная прибыль определяется заказчиком и подрядчиком по индивидуальной норме конкретной организации или по общеотраслевому нормативу.

Индексный метод представляет собой приведение сметной стоимости, определенной в базисном уровне, в уровень текущих (прогнозных) цен путем перемножения суммы по каждой строке (разделу) на соответствующий (прогнозный) индекс с последующим суммированием общего итога по смете.

Определение текущих (прогнозных) индексов производится на основе данных статистической отчетности региональными центрами по ценообразованию.

При использовании компенсационного метода стоимость строительства формируется исходя из фактических затрат и полностью может быть определена только после завершения сооружения объекта с учетом повышения цен и тарифов на применяемые ресурсы.

Метод аналогов предполагает использование стоимостных показаний ранее построенных или запроектированных объектов, аналогичных проектируемому в данный момент.

2.5. uaeeOeiaaA eeafUfoi eeeOaifoi eOoOfaa

Проекты строительства до их утверждения подлежат государственной экспертизе независимо от источников финансирования, форм собственности и принадлежности объектов. Государственная экспертиза является обязательным этапом инвестиционного процесса в строительстве и проводится в целях предотвращения строительства объектов, создание и использование которых не отвечает требованиям государственных норм и правил или наносит ущерб охраняемым законом правам и интересам граждан, юридических лиц и государства, а также в целях контроля за соблюдением социально-экономической и природоохранной политики. Заключение государственной экспертизы является обязательным документом для исполнения заказчиками, подрядными, проектными и другими заинтересованными организациями.

Проекты строительства представляются заказчиком в государственный экспертный орган, осуществляющий комплексную экспертизу, в объеме, предусмотренном действующими нормативными документами на их разработку, вместе с исходной и разрешительной документацией, необходимыми согласованиями и заключением государственной экологической экспертизы (если документация не рассматривается совместно).

При экспертизе проектов строительства проверяется: соответствие принятых решений обоснованию инвестиций в строительство объекта, другим предпроектным материалам, заданию на проектирование, а также исходным данным, техническим условиям и требованиям, выданным заинтересованными организациями и органами государственного надзора при согласовании места размещения объекта;

наличие необходимых согласований проекта с заинтересованными организациями и органами государственного надзора;

хозяйственная необходимость и экономическая целесообразность намечаемого строительства, исходя из социальной потребности в результатах функционирования запроектированного объекта, конкурентоспособности его продукции (услуг) на внутреннем и внешнем рынках, наличия природных и иных ресурсов;

выбор площадки (трассы) строительства с учетом градостроительных, инженерно-геологических, экологических и других факторов и согласований местных органов управления в части землепользования, развития социальной и производственной инфраструктуры территорий, результатов сравнительного анализа вариантов размещения площадки (трассы);

обоснованность определения мощности (вместимости, пропускной способности) объекта, исходя из принятых проектных решений, обеспечения сырьем, топливно-энергетическими и другими ресурсами, потребности в выпускаемой продукции или представляемых услугах;

достаточность и эффективность технических решений и мероприятий по охране окружающей природной среды, предупреждению аварийных ситуаций и ликвидации их последствий;

обеспечение безопасности эксплуатации предприятий, зданий и сооружений и соблюдение норм и правил взрывопожарной и пожарной безопасности;

соблюдение норм и правил по охране труда, технике безопасности и санитарным требованиям;

достаточность инженерно-технических мероприятий по защите населения и устойчивости функционирования объектов в чрезвычайных ситуациях мирного и военного времени;

наличие проектных решений по обеспечению условий жизнедеятельности маломобильных групп населения;

оценка технического уровня намечаемого к строительству (реконструкции) предприятия (производства), его материало-и энергоемкости;

обоснованность применяемой технологии производства на основе сравнения возможных вариантов технологических процессов и схем, выбор основного технологического оборудования;

достаточность и эффективность технических решений энергосбережению;

оптимальность принятых решений по инженерному обеспечению, возможность и целесообразность использования автономных систем и вторичных энергоресурсов;

наличие безотходного (малоотходного) производства на базе полного и комплексного использования сырья и отходов;

обоснованность и надежность строительных решений (особенно сооружении объекта в сложных инженерногеологических условиях);

оптимальность решений по генеральному плану, их взаи-моувязка с утвержденной градостроительной документацией, рациональность решений по плотности застройки территории и протяженности инженерных коммуникаций;

обоснованность принятых объемно-планировочных решений и габаритов зданий и сооружений, исходя из необходимости их рационального использования для размещения производств и создания благоприятных санитарно-гигиенических и других безопасных условий работающим;

оценка проектных решений по организации строительства;

достоверность определения стоимости строительства;

оценка эффективности инвестиций в строительство объекта и условий его реализации.

При проведении комплексной экспертизы проектов строительства несколькими экспертными органами предпочтительной формой ее организации является совместное рассмотрение проектной документации. Для проведения экспертизы проектной документации на строительство крупных и сложных объектов могут образовываться экспертные комиссии с участием всех заинтересованных экспертиз.

По результатам экспертизы составляется заключение. Экспертный орган, осуществляющий комплексную экспертизу, подготавливает сводное экспертное заключение по проекту строительства в целом с учетом заключений государственных экспертиз, принимавших участие в рассмотрении проекта.

При выявлении в результате экспертизы грубых нарушений нормативных требований, которые могут повлечь за собой снижение или потерю прочности и устойчивости зданий и сооружений или создать иные аварийные ситуации экспертным органом вносится предложение о применении в установленном порядке к организациям - разработчикам проектной документации штрафных санкций или приостановлении (аннулировании) действия выданных им лицензий. Заключение утверждается руководителем экспертного органа и направляется заказчику или в утверждающую проект инстанцию.

С учетом оценки качества проекта строительства в целом и внесенных в процессе экспертизы изменений и дополнений проект рекомендуется к утверждению (приводятся рекомендуемые к утверждению технико-экономические показатели, состав которых определяется в зависимости от отраслевой специфики и видов строительства), отклоняется или возвращается на доработку.

2.6. eeNEeieQaA a eeeaaQeNeiQi eieeaiOauife-aeflAOfoi eAAei

После завершения проектной подготовки строительства и выбора генерального подрядчика (на условиях конкурсного отбора) заказчик заключает с подрядчиком договор подряда, согласно которому подрядчик обязуется в установленный срок по заданию заказчика построить конкретный объект либо выполнить определенные объемы работ, а заказчик обязуется создать подрядчику необходимые условия для выполнения работ, принять их результат и оплатить обусловленную сумму.

Подрядчик и заказчик на стадии подписания договора подряда определяют какая из сторон и в какой срок должна предоставить соответствующую документацию. Как правило, ответственность за подготовку всей проектно-сметной документации, за исключением проектов производства работ, документов, связанных с непосредственным выполнением работ и сдачей объекта в эксплуатацию, берет на себя заказчик (за исключением случаев строительства объектов "под ключ"). На этом же этапе согласовывается состав оборудования и материалов, поставляемых заказчиком, сроки и условия их поставки.

До начала производства работ на строительстве заказчик должен оформить и передать подрядчику разрешение на производство строительно-монтажных работ, получаемое в соответствующих службах местной администрации.

Заказчик, как правило, передает подрядчику рабочие чертежи в установленные сроки с разрешением к производству работ. Разрешение оформляется на рабочих чертежах соответствующим штампом технического надзора заказчика. Отступление от рабочих чертежей при проведении строительномонтажных работ согласовывается заказчиком с проектировщиком. Изменения в технической документации не должны вызывать выполнения дополнительных объемов работ, не оговоренных Договором.

К началу выполнения строительно-монтажных работ заказчик заключает договор с разработчиками проектной документации на ведение авторского надзора на строительстве объекта и создает необходимые условия для его работы.

До начала основных строительно-монтажных работ подрядчиком обеспечивается подготовка строительного производства, включающая организационные подготовительные мероприятия, вне- и внутриплощадочные подготовительные работы.

При подготовке к проведению строительно-монтажных работ необходимо:

разработать проекты производства работ, передать и принять закрепленные на местности знаки геодезической разбивки по частям зданий (сооружений) и видам работ;

согласовывать проект производства работ с заказчиком и утвердить его подрядной организацией;

разработать и осуществить мероприятия по организации труда и обеспечению строительных бригад картами трудовых процессов;

организовать инструментальное хозяйство для обеспечения бригад необходимыми средствами малой механизации, инструментом, средствами измерений и контроля, средствами подмащивания, ограждениями и монтажной оснасткой в составе и количестве, предусмотренными нормокомплектами;

оборудовать площадки и стенды укрупнительной и конвейерной сборки конструкций;

создать необходимый запас строительных конструкций, материалов и готовых изделий;

поставить или перебазировать на рабочее место строительные машины и передвижные (мобильные) механизированные установки.

При подготовке строительной организации к строительству объектов должна разрабатываться, как правило, документация по организации работ на годовую или двухлетнюю программу с увязкой по срокам строительства и обеспечению трудовыми и материально-техническими ресурсами всех объектов.

Завершение подготовительных работ должно фиксироваться в общем журнале работ.

Исходя из условий и сроков выполнения работ, принятых по договору подряда, подрядчиком организуется подготовка и подборка соответствующей производственной документации, которая может быть востребована при строительстве и в состав которой включается:

комплексный сетевой или линейных график производства работ, в котором устанавливаются последовательность и сроки выполнения работ, а также определяются потребность в трудовых ресурсах и сроки поставки всех видов оборудования;

строительный генеральный план с расположением приобъектных постоянных и временных транспортных путей, пешеходных дорог и переходов, сетей водоснабжения, канализации, электроснабжения, теплоснабжения, административно-хозяйственной и диспетчерской связи, монтажных кранов, механизированных установок складов, временных инвентарных зданий, сооружений и устройств, используемых для нужд строительства;

график поступления на объект строительных конструкций, деталей, полуфабрикатов, материалов и оборудования с приложением комплектов очных ведомостей (или унифицированная документация по производственно-технологической комплектации при наличии в составе генподрядной строительной организации службы производственно-технологической комплектации): для магистральных трубопроводов и линий электропередач - транспортные схемы доставки материально-технических ресурсов с расположением промежуточных складов и временных подъездных дорог; графики потребности в рабочих кадрах; графики потребности в основных строительных машинах и механизмах;

технологические карты на сложные строительно-монтажные работы;

типовые технологические карты, привязанные к объекту и условиям строительства, по видам работ;

схемы размещения знаков для выполнения геодезических построений и геодезического контроля за положением конструкций;

комплект рабочей документации, принятый генеральной подрядной организацией от заказчика с отметкой заказчика "К производству работ" с согласованием эксплуатирующей организацией и организаций, чьи интересы затрагиваются строительством объекта;

комплект сметной документации, соответствующий рабочей документации;

комплект документации для осуществления и оценки качества строительно-монтажных и специальных работ (допуски, схемы операционного контроля качества и др.);

перечень мероприятий по обеспечению бригад необходимыми материалами, инструментом, оснасткой, приспособлениями, механизмами и машинами;

пояснительная записка, содержащая: обоснование решений по производству работ, в том числе выполняемых в зимнее время; расчеты потребности в электроэнергии, воде, паре, кислороде, сжатом воздухе; решения по устройству временного электроосвещения строительной площадки и рабочих мест, перечень временных (инвентарных) зданий и сооружений с расчетом потребности и обоснованием условий привязки их к участкам строительства; мероприятия по защите действующих коммуникаций от повреждений; нормативные документы, стандарты;

должностные инструкции по производству отдельных видов работ;

инструкции по охране труда и технике безопасности;

документация по аттестации рабочих мест; документация для рассмотрения несчастных случаев; журналы регистрации проверки знаний правил и норм по охране труда;

журналы инструктажа по технике безопасности; инструкции по испытанию (гидравлическому, пневматическому) оборудования (вхолостую, под нагрузкой);

сертификаты, технические паспорта или другие документы, удостоверяющие качество материалов, конструкций и деталей, применяемых при производстве строительномонтажных работ.

Производственная документация при очередной сдаче объекта в эксплуатацию должна отражать в своем составе эти требования.

Службе технического надзора заказчика следует осуществлять контроль за ведением подрядчиком, а в установленных случаях принимать участие в оформлении с подрядчиком следующей исполнительной документации: общий журнал производства работ;

специальные журналы по производству отдельных видов работ (гидрологических наблюдений, наблюдений за осадками, забивки свай, погружения шпунта, изготовление буронабивных свай и т.п.);

журнал ведения авторского надзора проектных организаций;

материалы освидетельствования качества и приемки промежуточной строительной продукции, в которые входят следующие документы:

акты освидетельствования скрытых работ; акты промежуточной приемки отдельных конструкций; акты индивидуального испытания оборудования; акты испытания технологических и магистральных трубопроводов;

акты испытания внутренних систем холодного и горячего водоснабжения;

акты испытания канализации; акты испытания систем газоснабжения; акты испытания систем отопления и вентиляции; акты испытания наружных сетей водо- теплоснабжения и дренажных устройств;

акты испытания внутренних и наружных электросетей и электроустановок;

акты испытания устройств телефонизации, радиофикации, сигнализации и автоматизации;

акты испытания устройств, обеспечивающих взрывоопасность, пожаробезопасность и молниезащиту;

акты и журналы технологического и транспортного оборудования, а также технологических трубопроводов и про-дуктопроводов;

акты испытаний резервуаров и сосудов высокого давления и т.п.;

материалы обследования и проверок в процессе строительства государственными органами надзора.

Общий журнал работ является основным первичным исполнительным производственным документом, отражающим технологическую последовательность, сроки, качество выполнения и условия производства строительно-монтажных работ и ведется на строительстве (при расширении) отдельных или группы однотипных, одновременно строящихся зданий (сооружений), расположенных в пределах одной строительной площадки.

Общий журнал работ ведет лицо, ответственное за строительство здания или сооружения (производитель работ, старший производитель работ), и заполняет его с первого дня работы на объекте лично, или поручает руководителям смен.

Титульный лист заполняется до начала строительства генеральной подрядной строительной организацией с участием проектной организации и заказчика.

В составе общего журнала производства работ приводятся следующие сведения:

список инженерно-технического персонала, занятого на строительстве объекта, который составляет руководитель генподрядной строительной организации; перечень актов промежуточной приемки ответственных конструкций и освидетельствования скрытных работ, составленный в календарном порядке; ведомость результатов операционного контроля и оценки качества строительно-монтажных работ, в которую включаются все работы по частям и элементам зданий и сооружений, качество выполнения которых контролируется и подлежит оценке. Специализированные строитель-но-монтаж-ные организации ведут специальные журналы работ, которые находятся у ответственных лиц, выполняющих эти работы. По окончании работ специальный журнал передается генеральной подрядной строительной организации.

Регулярные сведения о производстве работ, которые ведутся с самого начала до их завершения и являются основной частью журнала. Эта часть журнала должна содержать сведения о начале и окончании работы и отражать ход ее выполнения.

Описание работ должно проводиться по конструктивным элементам здания или сооружения с указанием осей, рядов, отметок, этажей, ярусов, секций и помещений, где работы выполнялись. Здесь же должны приводиться краткие сведения о методах производства работ, применяемых материалах, готовых изделиях и конструкциях, вынужденных простоях строительных машин (с указанием принятых мер), испытаниях оборудования, систем, сетей и устройств (опробование вхолостую или под нагрузкой, подача электроэнергии, испытания на прочность и герметичность и др.), отступлениях от рабочих чертежей (с указанием причин) и их согласовании, изменении расположения охранных, защитных и сигнальных ограждений, переносе транспортных и пожарных проездов, прокладке, перекладке и разборке временных инженерных сетей, наличии и выполнении схем операционного контроля качества, исправлениях или переделках выполненных работ (с указанием виновных), а также о метеорологических и других особых условиях производства работ;

сведения о замечаниях контролирующих лиц. В таблицу вносятся замечания лиц, контролирующих производство и безопасность работ в соответствии с предоставленными им правами, а также уполномоченных представителей проектной организации или ее авторского надзора.

Все журналы должны быть пронумерованы, прошнурованы, оформлены всеми подписями на титульном листе и скреплены печатями строительной организации, его выдавшей.

При сдаче законченного строительством объекта в эксплуатацию общий и специальные журналы работ предъявляются рабочей комиссии и после приемки объекта передаются на постоянное хранение заказчику или по поручению заказчика эксплуатационной организации.

Традиционно задачей системы контроля качества строительства является обеспечение высокого уровня качества всех видов основных и подготовительных работ, соответствующего требованиям всех нормативных актов, инструкций и документам контракта.

Система строится таким образом, чтобы не допустить попадания на строящийся объект некачественных материалов и оборудования, обеспечить контроль качественного выполнения всех видов работ и своевременного устранения возможных дефектов.

В соответствии со СНиП 3.01.01-85 "Организация строительного производства" для обеспечения качества строительных работ обязательным является выполнение производственного контроля.

Производственный контроль качества строительномонтажных работ должен включать входной контроль рабочей документации, конструкций, изделий, материалов и оборудования, операционный контроль отдельных строительных процессов или производственных операций и приемочный контроль строительно-монтажных работ.

При входном контроле рабочей документации должна проводиться проверка ее комплектности и достаточности содержащейся в ней технической информации для производства работ.

При входном контроле строительных конструкций, изделий, материалов и оборудования следует проверять внешним осмотром соответствие их требованиям стандартов или других нормативных документов и рабочей документации, а также наличие и содержание паспортов, сертификатов и других сопроводительных документов.

Операционный контроль должен осуществляться в ходе выполнения строительных процессов или производственных операций и обеспечивать своевременное выявление дефектов и принятие мер по их устранению и предупреждению.

При операционном контроле следует проверять соблюдение технологии выполнения строительно-монтажных процессов; соответствие выполняемых работ рабочим чертежам, строительным нормам, правилам и стандартам. Особое внимание следует обращать на выполнение специальных мероприятий при строительстве на просадочных грунтах, в районах с оползнями и карстовыми явлениями, вечной мерзлоты, а также при строительстве сложных и уникальных объектов. Результаты операционного контроля должны фиксироваться в журнале работ.

Основными документами при операционном контроле являются нормативные документы части 3 СНиП, технологические (типовые технологические) карты и в их составе схемы операционного контроля качества.

Схемы операционного контроля качества, как правило, должны содержать эскизы конструкций с указанием допускаемых отклонений в размерах, перечни операций или процессов, контролируемых производителем работ (мастером) с участием, при необходимости, строительной лаборатории, геодезической и других служб специального контроля, данные о составе, сроках и способах контроля.

При приемочном контроле необходимо проводить проверку и оценку качества выполненных строительномонтажных работ, а также ответственных конструкций.

Скрытые работы подлежат, освидетельствованию с составлением актов.

Акт освидетельствования скрытых работ должен составлять на завершенный процесс, выполненный самостоятельным подразделением исполнителей.

Освидетельствование скрытых работ и составление акта в случаях, когда последующие работы должны начинаться после перерыва, следует проводить непосредственно перед производством последующих работ.

Запрещается выполнение последующих работ при отсутствии актов освидетельствования предшествующих скрытых работ во всех случаях.

Ответственные конструкции по мере их готовности подлежат приемке в процессе строительства (с участием представителя проектной организации или авторского надзора) с составлением акта промежуточной приемки этих конструкций.

При возведении сложных и уникальных объектов акты приемки ответственных конструкций и освидетельствования скрытых работ должны составляться с учетом особых указаний и технических, условий проекта (рабочего проекта).

2.7. eeEA^aaAnau ae^ieeau eea eeeaaQeNeiQO

eieeaiOaui^e-ae^iAO^oi eAAef

На всех стадиях строительств с целью проверки эффективности ранее выполненного производственного контроля должен выборочно осуществляться инспекционный контроль.

Инспекционный контроль осуществляется специальными службами, если они имеются в составе строительной организации, либо специально создаваемыми для этой цели комиссиями.

По результатам производственного и инспекционного контроля качества строительно-монтажных работ должны разрабатываться мероприятия по устранению выявленных дефектов, при этом учитывают требования авторского надзора

Номер

п/п

Вид работы, который подвергается проверке

Характеристика

качества

1

Получение спецификаций и чертежей контракта

Качество документации

2

Подготовка руководства по качеству

Соответствие требованиям заказчика

3

Подготовка документов

Соответствие требованиям заказчика

4

Приемка материалов

Соответствие сертификатам

5

Хранение и обращение с материалами

Защита и сохранность

6

Инструменты, проверки, калибровки, измерения

Паспортная точность инстурментов

7

Аттестация технологических карт по сварке

Независимое пробное испытание

8

Аттестация сварщиков

Компетенция сварщиков

9

Аттестация технологических карт по методу неразрушающего контроля

Допуски на пленку

10

Аттестация технологических карт по изоляции

Допуски на изоляцию

Критерий приемки

Документ

Исполни

тель

Наличие последней ревизии

Журнал учета передачи чертежей

Н-1

Согласование с заказчиком

-

Н-1

Согласование с заказчиком

Н-1

Соответствие сертификатам

Акт получения материала

М-2

Качество хранения

н-з

Наличие текущих сер-фикатов

Досье паспортов и сертификатов

Н-1

Требования заказчика

Технологические карты по сварке

Н-1

Радиографическая приемка

Журнал аттестации сварщиков

Н-1

Спецификации заказчика

Журнал аттестации НК

р-1

Требования заказчика

Журнал аттестации

н-з

Разбивка оси

трубопровода

1

Получение чертежей контракта

Проверка документации, проверка изменений

Отметки о последней ревизии на листах

Журна учета чертежей

Н-1

2

Проверка инструментов для контроля

Калибровка измерительных инструментов

Текущие сертификаты

Паспорта на инструмент

Н-1

3

Установление маршрута трубопровода

Разбивка оси трубопровода

Одобрение заказчика

Акт приема полосы отвода

М-3

Размещение подразделений

1

Проверка информации на чертежах

Контроль документов

Последняя ревизия чертежей

Журнал учета чертежей

Р-1

2

Проверка наличия решений и согласований местных властей

Контроль документов

Одобрение заказчиком

Протоколы совещаний

Р-1

3

Место производства работ

Безопасность

Размещение служб

Чертежи

И-1

4

Объем работ

Объемы, вид работ

Определение всех коммуникаций, их конкретного месторасположения

Акты

И-3

5

Размещение подразделений и обесечение безопасности

Безопасность

Разделение свободных территорий для размещения подразделений

М-3

Полоса отвода под строительство

1

Защита подземных коммуникаций

Безопасность

Безопасность

М-3

2

Определение мест подъездов

Разметка на местности

Соблюдение четких границ подъездов

М-3

3

Снятие плодородного слоя

Глубина слоя, его снятие и хранение

Выполнение требований по глубине, объему и хранению

М-3

Номер

п/п

Вид работы, который подвергается проверке

Характеристика

качества

Критерий приемки

Документ

Исполни

тель

4

Земляные работы на полосе отвода

Снятие и хранение подпочвенного слоя

Разделение плодородного и подпочвенного слоя

М-3

Монтаж трубопровода

1

Получение труб и фитингов

Учет повреждений труб

Номера труб

Акт получения материалов

Р-1

2

Погрузка-разгрузка и штабелирование труб

Высота штабеля, устройств и опорной подушки на транспорте

М-3

3

Раскладка труб

Обращение с трубами и обеспечение безопасности

Стеллажи, опорные подушки, номера

Протокол заводского контроля

М-3

4

Холодное гнутье кривых

Степень гнутья, геометрия гнутой трубы

Внешний осмотр наличия овальности

Акты на кривые вставки

Н-2

5

Потолочная сварка

Подготовка торцов, зазор в корне, температура подогрева электродов

Соответствие технологическим картам, нормам и правилам

Акты по сварке

Н-3

6

Неразрушающий контроль

Радиографическое испытание стыков на трассе, ультразвуковой контроль концов трубопровода

Приемка заказчика

Акт ультразвукового и

радиографического

контроля

Н-2

7

Изоляция стыков на трассе

Влажность, очистка поверхности, профиль, толщина, адгезия

Соответствие картам, нормам и правилам

Акт изоляции

Н-2

Укладка трубопровода

1

Рытье траншеи

Глубина, откосы, профиль

Соответствие проекту, состояние кромок траншеи

М-3

2

Проверка качества изоляции

Неровность изоляции

Соответствие технологическим картам, нормам и правилам

Н-2

3

Опуск в траншею, проверка

Соответствие состояния дна траншеи для опуска трубопровода

Подсыпка, зачистка, сухая траншея

Акт опуска трубы

И-2

4

Опуск

Безопасность, отсутствие повреждений на трубе, мягкая подсыпка и засыпка

Изоляция не касается стенки траншеи

Акт опуска трубы

И-2

5

Захлесты

Безопасность подготовки концов, зазор в корне, температурная подготовка электросварки

Соответствие технологической карте

Акты сварки

И-3

6

Выводы катодной защиты

Качество установки

7

Неразрушающий контроль

Радиографический и ультразвуковой контроль сварки

Приемка заказчика

Акт радиографического или ультразвукового контроля

М-1

8

Изоляция

Влажность, очистка поверхности, профиль траншеи, адгезия

Соответствие технологическим картам, нормам и правилам

Акт на изоляцию

Н-3

9

Проверки "как построено"

Положение трубопровода

Отметки высоты через обусловленные промежутки

Чертеж "как построено"

Н-2

10

Обратная засыпка

Приемка засыпки

Плотность засыпки

Засыпка слоями по 300 м

М-3

Номер

п/п

Вид работы, который подвергается проверке

Характеристика

качества

Критерий приемки

Документ

Исполни

тель

Рекультивация

1

Удаление отдельных камней

Удаление вырытых кусков скал и больших камней

Очистка полосы отвода

Акт на подготовку полосы отвода

М-3

2

Восстановление плодородного слоя

Толщина слоя

Ровная поверхность почвы

Акт приемки рекультивации

М-3

3

Установка указателей

Положение указателей

Соответствие чертежам

Чертежи "как построено"

М-3

4

Установка катодных колонок

Выводы катодной защиты, размещение колонок

Очистка и

Соответствие чертежам калибровка

Чертежи "как построено"

М-3

1

Пропуск очистных поршней

Количество щеток, очистных щеточных поршней, состояние щеток, скорость их перемещения

Обусловленная конфигурация

Журнал учета прохода поршней

М-1

2

3

Получение качественной очистки

Пропуск калибровочного поршня

Удаление ржавчины и окалины до необходимой степени Скорость перемещения поршней

Согласованная степень наличия ржавчины, удаление мусора Неповреждение калибровочных пластинок

Журнал учета прохода поршней

Акты проверок

М-1

Н-1

Заполнение и опрессовка трубопровода

1

Проверка профиля трубопровода

Расчетные согласованные границы участков трубопровода для испытаний

Максимальный напор жидкости

Профиль трубопровода

М-1

2

Подписи на диаграммах, протоколах, журналах

Отчет по гидрастати-ческому испытаниям

Н-1

3

Заполнение трубопровода

Скорость заполнения

Минимальная скорость продвижения поршней

Отчет по гидравлическому испытанию

М-3

4

Получение разрешения на испытание

Согласование с заказчиком

Письменное

Н-3

5

Регистрация хода опрессовки

Скорость опрессовки

Журнал учета хода испытания

И-1

6

Проверка наличия воздуха

Содержание воздуха в трубе

Менее 6 %

Диграмма p/V

И-1

7

Опрессовка до испытательного давления

Скорость опрессовки

Журнал учета хода испытания

И-1

Н-1

8

Выдержка для стабилизации

Время колебания давления

Стабильность давления — температуры

Диаграммы давление — время

9

Повторная опрессовка до испытательного давления

Скорость опрессовки

Журнал учета испытания

И-1

Гидростатическое испытание

1

Выдержка давления в течение 24 ч

Давление в трубопроводе, время

Стабильность давления

Журнал учета хода испытания трубопровода

И-1

2

Получение заключения о проведении испытания

Согласование с заказчиком

Подпись заказчика

Н-1

3

Сброс давления в трубопроводе

Скорость падения давления

Журнал учета хода испытания трубопро-вода

М-1

4

Удаление воды

Скорость прохода поршней, удаление воды

Разрешение на удаление воды с минимальным повреждением окружающей среды

Журнал учета продвижения поршней

М-1

Номер

п/п

Вид работы, который подвергается проверке

Характеристика

качества

Критерий приемки

Документ

Исполни

тель

Осушка трубопровода

1

Осушка трубопровода от остатков влаги

Поршни поступили в камеру приема, перед ними нет воды

Согласие заказчика

Журнал учета хода осушки

И-1

2

Проверка оборудования

Отсутствие дефектов

Согласие заказчика

Журнал осушки

Н-1

3

Проверка точки "росы" в камере J запуска V

Не выше минус 20 °С при атмосферном давлении

Минус 20 °С

Журнал осушки

М-1

4

Проверка точки "росы" в камере) приема

Не выше минус 20 °С при атмосферном давлении

Минус 20 °С

Журнал осушки

М-1

проектных организаций и органов государственного надзора и контроля, действующих на основании специальных положений.

Управление качеством строительно-монтажных работ должно осуществляться строительными организациями и включать совокупность мероприятий, методов и средств, направленных на обеспечение соответствия качества строительно-монтажных работ и законченных строительством объектов требованиям нормативных документов и проектной документации.

Контроль качества строительно-монтажных работ должен осуществляться специальными службами, создаваемыми в строительной организации и оснащенными техническими средствами, обеспечивающими необходимую достоверность и полноту.

Ответственность и обязанности персонала системы контроля качества по видам работ, которые подвергаются проверке при сооружении линейной части магистрального трубопровода приведены в табл. 2.2.

2.8. eNAoA eAoOaiA Q uaeeaiAfAnau

До начала приемки — сдачи в эксплуатацию законченных строительством объектов осуществляются пусконаладочные работы, к которым относится комплекс мероприятий и работ, выполняемых в период подготовки и проведения индивидуальных испытаний и комплексного апробирования оборудования. При этом под оборудованием подразумевается технологическая система объекта, т.е. комплекс всех видов оборудования, трубопроводов, сооружений и устройств, обеспечивающих выпуск первой партии продукции или услуг, предусмотренных проектом.

Период индивидуальных испытаний включает проведение монтажных и пусконаладочных работ в соответствии с ведомственными (отраслевыми) нормами, стандартами предприятий и инструкциями заводов-изготовителей оборудования с целью подготовки отдельных машин, устройств, агрегатов и сооружений к их приемке рабочей комиссией для комплексного апробирования.

До начала индивидуальных испытаний осуществляются пусконаладочные работы по электротехническим устройствам, автоматизированным системам управления, санитарно-техническому и силовому оборудованию.

Объем и условия выполнения пусконаладочных работ определяются отраслевыми правилами приемки в эксплуатацию законченных строительством объектов, утвержденными соответствующими министерствами и ведомствами РФ по согласованию с Минстроем России. В соответствии с "Временным положением по приемке законченных строительством объектов" (Минстрой России от 09.07.93 г. № БЕ-19-11/13) и СНиП 3.01.04 — 87 "Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения" приемку законченных строительством объектов от исполнителя работ (генерального подрядчика) может производить как заказчик, так и любое другое уполномоченное инвестором лицо.

Заказчик, получивший сообщение подрядчика о готовности к сдаче результата выполненных по договору подряда работ, организует и осуществляет за свой счет приемку результата работ и обеспечивает ввод объекта в эксплуатацию. Генподрядчик о готовности к сдаче объекта уведомляет заказчика не позже, чем за 5 дней. Для приемки результатов работы заказчиком в установленном порядке формируются рабочие комиссии по приемке.

Порядок назначения и состав рабочих комиссий по приемке в эксплуатацию законченного строительством объекта предусмотрен главой 3 СНиП 3.01.04 — 87.

Рабочие комиссии заказчика назначаются приказом руководителя предприятия или организации заказчика. Порядок и продолжительность работы рабочей комиссии определяются заказчиком по согласованию с генподрядчиком. В состав рабочих комиссий входят представители заказчика (застройщика) — председатель комиссии, представители генподрядчика, субподрядных организаций, проектной организации, технической инспекции советов профсоюзов профсоюзной организации заказчика, органа государственного санитарного надзора, пожарного надзора и при необходимости (по решению заказчика) представителя других заинтересованных организаций.

Рабочие комиссии создаются не позднее, чем в пятидневный срок после получения письменного извещения генподрядчика и готовности оборудования или объекта к приемке.

Рабочие комиссии (до предъявления заказчиком государственным приемным комиссиям к приемке в эксплуатацию объектов) обязаны:

проверить соответствие выполненных строительно-монтажных работ (СМР) проектно-сметной документации, строительным нормам и правилам производства работ;

провести сборку проведенных монтажными организациями индивидуальных испытаний смонтированного оборудования (механизмов) и принять его в комплексное опробование по акту;

дать заключение по результатам произведенного заказчиком комплексного опробования оборудования, вынести решение о готовности его к эксплуатации и приять его для предъявления государственной приемочной комиссий или в эксплуатацию. Решение рабочей комиссии записывается в акте;

провести проверку отдельных конструкций и узлов, зданий и сооружений (в том числе коммуникаций) и принять их для предъявления государственной приемочной комиссии или в эксплуатацию. Решение рабочей комиссии записывается в акте;

проверить обеспеченность объектов, предъявляемых государственной комиссии для приемки в эксплуатацию, их отдельных очередей и пусковых комплексов материальнотехническими ресурсами и кадрами, а также необходимыми для этих кадров санитарно-бытовыми помещениями, пунктами питания, жилыми и общественными зданиями; подготовить сводное заключение о готовности объекта в целом к приемке в эксплуатацию государственной приемочной комиссией.

Отдельно стоящие здания и сооружения, встроенные или пристроенные помещения производственного и вспомогательного назначения, сооружения гражданской обороны, а также системы, входящие в состав объекта, при необходимости ввода в действие в процессе строительства объекта принимаются в эксплуатацию рабочими комиссиями по мере их готовности с последующим предъявлением приемочной комиссии, принимающей объект в целом.

До завершения работ по приемке законченного строительством объекта по результатам индивидуальных испытаний и комплексного опробования оборудования должна быть проведена приемка оборудования в целом.

Рабочая комиссия имеет право:

образовывать в случае надобности специализированные подкомиссии по проверке готовности отдельных зданий и сооружений и смонтированного в них оборудования. Порядок работы подкомиссий определяется председателем рабочей комиссии. Материалы о результатах указанной проверки, составленные подкомиссиями рассматриваются и утверждаются рабочей комиссией;

проводить в необходимых случаях дополнительные испытания оборудования, отдельных конструкций и узлов, зданий и сооружений и привлекать для этой цели в установленном порядке инженерно-технических работников и рабочих генподрядчика и его субподрядных организаций;

проверять в необходимых случаях за счет средств заказчика соответствие производственных скрытых работ работам, указанным в соответствующих актах, представленным генподрядчиком;

проверять соответствие работ, указанных в актах приемки отдельных конструкций и узлов, фактически выполненным работам, а также проверять заключения, указанные в актах испытаний систем водоснабжения, тепло-, газо-, электроснабжения и т.п. Указанные опробования, испытания и проверки проводятся за счет средств заказчика. Приемка в эксплуатацию зданий, сооружений и помещений оформляется рабочей комиссией актом установленной формы. Акт подлежит утверждению заказчиком.

Генеральный подрядчик представляет рабочей комиссии следующую документацию:

перечень организаций, участвующих в производстве строительно-монтажных работ, с указанием видов выполненных работ и список инженерно-технических работников, ответственных за выполнение работ и копии лицензий на производство соответствующего вида деятельности;

комплект рабочих чертежей на строительство предъявляемого к приемке объекта, разработанных проектными организациями с надписями о соответствии выполненных в натуре работ этим чертежам или внесенными в них изменениями, сделанными лицами, ответственными за производство строительно-монтажных работ;

сертификаты, паспорта или другие документы, удостоверяющие качество материалов, конструкций и деталей, примененных при производстве строительно-монтажных работ;

акты об освидетельствовании скрытых работ и акты о промежуточной приемке отдельных ответственных конструкций;

акты об испытаниях смонтированного оборудования, технологических трубопроводов, внутренних систем холодного и горячего водоснабжения, канализации, газоснабжения, отопления и вентиляции, наружных инженерных сетей и др.;

акты об осадках зданий, сооружений и фундаментов под оборудование и документы о результатах испытания строительных материалов;

журналы производства работ и авторского надзора проектных организаций, материалы обследования и проверок в процессе строительства органами государственного технического надзора заказчика и другого надзора.

Вся документация, перечисленная выше, а также акт рабочей комиссии после окончания работы рабочей комиссии хранится у заказчика. Подрядчик несет ответственность перед заказчиком за допущенные отступления от требований, предусмотренных в технической документации и в обязательных строительных нормах и правилах.

Документация, которая должна быть в наличии у заказчика при приемке объекта: утвержденный проект; документы об отводе земельных участков; документы на специальное водопользование; документы на геодезические работы в процессе строительства, выполненные заказчиком; паспорта на установленное оборудование; справки городских или других эксплуатационных организаций о том, что внешние наружные коммуникации обеспечат нормальную эксплуатацию объекта и приняты ими на обслуживание; заключение органов государственного надзора о соответствии завершенного строительством объекта законодательству, действующим стандартам, нормам и правилам.

Для объектов, сооружаемых полностью или частично за счет государственного (республиканского или местного) бюджета, создаются государственные приемочные комиссии. Государственные приемочные комиссии создаются: федеральными министерствами и ведомствами, являющимися государственными заказчиками — по объектам капитальные вложения которых выделялись (в том числе и частично) этими министерствами и ведомствами;

республиканскими, краевыми, областными, городскими, районными администрациями — по объектам, построенным полностью или частично за счет соответствующих бюджетов.

Государственная комиссия уведомляется за 3 мес до начала сдачи объектов промышленного строительства. Заказчик представляет государственной комиссии акт рабочем комиссии и справку об устранении всех недоделок, отмеченных в этом акте, документы об отводе земельного участка, проектно-сметную документацию, а также акты о приемке рабочей комиссией вспомогательных объектов и установленного оборудования. Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов оформляется актами, которые утверждают органы, назначающие комиссию. Акт приемки является основанием для окончательной оплаты всех выполненных подрядчиком работ по договору.

Ввод в эксплуатацию законченного строительством объекта регистрируется заказчиком в соответствующих органах исполнительной власти в порядке, устанавливаемом администрацией субъектов Федерации. Датой ввода объекта в эксплуатацию считается дата его регистрации.

Данные о вводе в эксплуатацию законченных строительством объектов представляются заказчиком в органы государственной статистики в установленном им порядке.

соответствующими таблицами и рисунками, используемыми при обработке результатов исследования.

Изложены методы исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации. Особое внимание уделено фактам, влияющим на форму начального и конечного участков кривых восстановления давления (КВД). Приведена методика обработки КВД при сравнительно быстром восстановлении давления и длительной стабилизации температуры. Рассмотрено влияние на обработку КВД неоднородности пласта по разрезу и радиусу. Дана методика обработки кривых стабилизации давления и дебита. Приведенные методы обработки дополнены примерами.

Приведена краткая характеристика наземных и глубинных приборов и комплексов, используемых при измерении давления, температуры, скорости потока и др. В перечень включены современные, выпускаемые серийно и опытные образцы новых приборов и комплексов, а также некоторые глубинные зарубежные приборы, используемые на отдельных газовых промыслах. Дана справочная информация об оборудозании, необходимом при проведении глубинных измерений.

Исследование скважин на газоконденсатпость изложено на базе утвержденных инструкции с учетом новых разработок в этой области. Показаны особенности исследования на газокоидепсатность при наличии ингибитора в продукции скважин, длительной стабилизации режима работы и незначительном содержании конденсата в газе. Методы определения отдельных параметров газоконденсатной смеси и применяемая при этом аппаратура соответствуют действующим ГОСТам и ОСТам.

В разделе промыслово-геофизических исследований газовых скважин рассмотрены ядерно-геофизичсские методы определения газонасыщенности и ее изменения в процессе разработки, выделения газонасыщенных и обводняющихся пластов, контроля за техническим состоянием скважин.

В достаточном для практики объеме дана методика подготовки и п роведеиня дебитометрии и термометрии в газовых скважинах и интерпретации полученных при этом результатов, позволяю цих выделять работаю дне интервалы, определять наличие межпластовых перетоков, параметры отдельных газоотдаюцих интервалов и др.

Предложены методы установления технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин на базе проведенных газогндродннамнческих, промыслово-геофизических и газоконденсатных исследований. Изложенные методы дополнены примерами расчета технологического режима работы скважин в зависимости от различных факторов.

В инструкции даны основные требования по технике безопасности в процессе подготовки скважины и проведения исследовательских работ.

Настоящая инструкция составлена под руководством 3. С. Алиева, Г. А. Зотова авторским коллективом: от ВНИИГаза: 3. С. Алиев (гл. I—X), Е. С. Абрамова (гл. II—V), С. А. Андреев (гл. Ill, IX), О. Г. Баркалая (гл. VIII, пункты 1, 3), В. Е. Горбунов (гл. VI, X), Г. А. Зотов (гл. Ill—VI), Т. Н. Киселева (гл. VIII), М. М. Кашпаров (гл. IV, п. 9), О. Ф. Худяков (гл. VII), В. В. Юшкин (гл. VII); от Министерства газовой промышленности: М. А. Бабалов (гл. VI), И. С. Требин (гл. Ill—V); от института ПГНГМ АН АзССР: М. Т. Абасов и Э. X. Азимов (гл. IV, п. 5, 18 и гл. V, п. 5, 3); от АПИ нм. В. И. Ленина: А. М. Кулиев (гл. IV, п. 10 и гл. V, п. 5, 6); от УкрНИИГаза: Т. Ф. Иванов (гл. IV, п. 10),

A.    В. Баранов (гл. IV, п. 12); от треста «Союзгазгеофизика»; С. П. Омесь (гл. VIII, п. 1); от МИНХиГП им. И. М. Губкина: Е. Е. Фролов (гл. VIII, п. 2). В работе принимали учасгиеот ВНИИГаза: А. П. Власенко (гл. IV, п. 11 и гл. IX, п. 2, 4),

B.    А. Хлебалккн (гл. VII, п. 13, 16), Л. Н. Михайлова (гл. II—IX), Ю. М. Кор-чажкин (гл. VII, п. 2); от СевКавНИИГаза: В. С. Славицкий (гл. V, VI); от Сред-АзНИИГаза А. X. Умаров (гл. VII, п. 1); от ТюменНИИГипрогаза: Л. Г. Кульпип (гл. V, п. 5.1): от института ПГНГМ АН АзССР: Л. II. Аллахвердиев (гл. IV, п. 5, 13 и гл. V, п. 5. 6); кафедра разработки газовых и газоконденсатных месторождений МИНХ и ГП им. И. М. Губкина.

Общие сведения об исследовании пластов и скважин  »
Библиотека »

"Озеро Дивное" приглашает всех желающих в Лазаревское

ozero-divnoe.ru