авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 6 |

Методы обеспечения совместимости интервалов бурения

-- [ Страница 2 ] --

К редким видам осложнений при бурении можно отнести тепловые аномалии, природа которых связана с химическим разложением пластового флюида с большим выделением тепла.

Успешность бурения и достижение высоких технико-экономических показателей строительства скважин зависит от многих факторов, в том числе от эффективности физико-химических методов профилактики и ликвидации осложнений, как определяющего условия обеспечения совместимости интервалов бурения и связанной с этим материалоемкости конструкций скважин.

Во второй, третьей и четвертой главах рассмотрен тампонаж горных пород при ликвидации поглощений, рапопроявлений и гидравлической связи со стволом скважины в пористых коллекторах, определяющий ведущую роль в обеспечении совместимости интервалов бурения.

Развитие технологии химической кольматации пластов позволило обеспечить совместимость условий бурения, обусловленных разнонапорностью газоносных пластов, характерных для карбонатных отложений большой толщины в условиях интенсивной их разработки, а также при локализации развития тепловых эффектов в терригенных коллекторах и закреплении трещин в нарушенных тектоникой массивах горных пород.

Для повышения индексов давления поглощений при строительстве сверхглубоких скважин доказана эффективность метода гидродинамической кольматации.

Решение проблемы борьбы с поглощениями приводит к выделению ряда самостоятельных задач в области геологии, физики пласта, гидравлики, сопротивления материалов, реологий нетвердеющих вязкопластичных и твердеющих тампонажных растворов, условий движения суспензий и твердых частиц в поровой среде и трещинах горных пород и др.

Большой вклад в разработку технологий борьбы с поглощениями буровых растворов внесли отечественные исследователи В.И. Крылов, И.И. Вахромеев, И.А. Сидоров, М.И. Сухенко, В.В. Мищевич, М.А. Котяхов, Л.М. Ивачев, М.В. Курочкин, М.Р. Мавлютов, В.Г Ясов, В.Н. Поляков и др.

Работами этих исследователей показана природа осложнения, разработаны способы исследования скважин и предложены расчетные модели параметров зон поглощения, технологии ликвидации, а также выполнены работы по анализу областей их эффективного применения.

Поглощение бурового и тампонажного растворов обусловлено наличием проницаемых пластов и движущей силы от действия перепада давления в системе «скважина – пласт».

По текстуре каналы гидропроводности горных пород подразделяются на пористые, трещиноватые, кавернозные и смешанные. Параметр гидропроводности обусловлен строением и размерами фильтрационных каналов.

Для рассмотрения способов изоляции зон поглощения буровых растворов автором приняты следующие модели каналов гидропроводности:

  • трещины с выдержанной открытостью и различной пространственной ориентацией в массиве горных пород с пористой проницаемой стенкой;
  • трещины с выдержанной открытостью и различной пространственной ориентацией в массиве горных пород с непроницаемой (малопроницаемой) стенкой;
  • кавернозные пустоты, соединенные трещинами с различной открытостью и различной пространственной ориентацией.

По литолого-стратиграфическим комплексам пород типы коллекторов поглощения буровых растворов приурочены следующим образом (таблица 2).

Таблица 2 – Типы коллекторов зон поглощения по литолого-стратиграфическим комплексам

Тип коллектора Литолого-стратиграфический комплекс
терригенный надсолевой хемогенный подсолевой
Поровый + - -
Трещинный + + +
Порово-трещинный + - +
Трещинно-кавернозный - + +

На площадях структурно-формационных районов Оренбургской области зоны поглощения буровых растворов имеют широкий диапазон гидродинамических характеристик. При этом наиболее сложные поглощения, как правило, связаны с трещинно-кавернозными коллекторами, характеризующимися высокими коэффициентами удельной приемистости и скважностью (рисунки 1, 2, 3).

Рисунок 1 – Распределение коэффициента удельной приемистости по встречным зонам поглощения

Рисунок 2 – Распределение эквивалента раскрытия трещин

Рисунок 3 – Распределение скважности по зонам поглощения

Существующие технологии ликвидации зон поглощения буровых растворов при строительстве скважин предполагают определение гидрогеологических параметров зон поглощения, классификационных признаков, выбор способа ликвидации поглощений, планирование процесса изоляции.

Гидродинамические исследования рекомендуется производить при установившихся и неустановившихся режимах закачки буровых растворов. При этом прослеживается положение статического и динамического уровней в скважине и изменение приращения давления в интервале зоны поглощения при изменении режима подачи насоса, что позволяет построить индикаторную кривую Р = (Qн), где Qн – расходы бурового раствора при нагнетании.

С использованием расходометрии определяется коэффициент пьезопроводности, средняя проницаемость поглощающей зоны и средняя величина скважности горных пород поглощающего пласта. При этом в качестве расчетных параметров используются модуль Юнга, коэффициент Пуассона поглощающих пород и коэффициент объемной сжимаемости пласта или коэффициент трещиноватости.

Предложена также методика с использованием модели Г.И. Баренблатта и Ю.П. Желтова течения жидкости в трещиноватых пластах на основе представления о поглощающих породах как о двойной пористой среде – трещин и пористых матричных блоков. Это позволило описать поведение деформируемых упругих пород с высокоразвитой трещиноватостью и некоторые виды индикаторных кривых Q = (Р).

На основе этой модели было принято предположение о наличии областей с тремя законами фильтрации в поглощающих пластах: в первой – трещиноватой и кавернозной среде – по квадратичному закону Шези – Краснопольского, во второй – среднепористой – по закону Дарси, в третьей – мелкопористой – по закону фильтрации с начальным градиентом давления в порах разного размера.

При этом была предложена формула для описания процесса фильтрации в поглощающих породах:

Q = К1*Р0,5 + К2*Р + К3*Р2, (1)

где Q – интенсивность поглощения; К1 – коэффициент продуктивности (приемистости) для первой среды при турбулентном течении жидкости, характеризующий проницаемость этой среды, толщину пласта, радиус скважины, инерционные сопротивления, размеры трещин и каверн; К2 – коэффициент приемистости для второй среды; К3 – коэффициент приемистости для третьей среды, характеризующий мощность пласта и показатели жидкости; Р – перепад давления при проведении гидродинамических исследований.

Гидродинамические исследования по данной методике должны проводиться при 7 - 9 режимах подач насоса (размах подачи для ствола 215,9 мм 0,003 - 0,035 м3/с) и при наличии глубинного манометра на глубине зоны поглощения.

Обработка гидродинамических исследований предполагает построение индикаторной линии в логарифмической системе координат Р – Q и определение с помощью палетки угла наклона касательной к оси давлений, осредненный показатель режима фильтрации и расчетные коэффициенты приемистости по типам сред (К1, К2, К3).

Методы изоляции зон поглощения выбираются в зависимости от коэффициентов удельной приемистости поглощающего пласта q1, q2, q3. При этом коэффициенты удельной приемистости определяются как отношения коэффициентов К1, К2, К3 к площади фильтрации поглощающего пласта.

В практике тампонажа горных пород определяющим параметром является средняя толщина или среднеобъемное раскрытие трещин и трещинная пустотность (скважность).

Существуют два метода определения параметров трещиноватости горных пород: геометрически-визуальный и гидравлический метод определения просветности трещин.

Для решения задач изоляции зон поглощения буровых растворов и рапопроявления при строительстве скважин в настоящее время используется гидравлический метод определения просветности трещин.

Наиболее употребительные расчетные формулы для решения задач изоляции зон поглощения предложены Ф.И. Котяховым, Л.М. Ивачевым, М.Р. Мавлютовым и В.Н. Поляковым.

Предложенные формулы получены при тех или иных допущениях (Ф.И. Котяховым), другие предполагают точное знание физико-механических свойств горных пород (Л.М. Ивачевым) или для получения расчетных параметров необходимо производить снятие индикаторных зависимостей Pн = (Qн) в диапазоне расходов, часто выходящих за значения величин, принятых по технологии бурения скважины (М.Р. Мавлютов, В.Н. Поляков).

Дополнительные сложности возникают при снятии индикаторных зависимостей и использовании их результатов и при различных реологических моделях пластовых жидкостей и бурового раствора при движении по трещине в связи с изменением режима нагнетания и течения.

Данные методы определения параметров зоны поглощения сложны и экономически нецелесообразны, а при вскрытых газоносных отложениях не отвечают противофонтанной безопасности.

При планировании изоляционных работ с использованием буферных тампонов для создания квазистационарных условий формирования цементного камня в стволе скважины в интервале поглощающих пород, важным параметром является радиус изоляционной завесы буферного тампона.

Для расчета радиуса изоляционной завесы принято уравнение:

Rн =а* *(Pскв – Рпл)/(2*Рm), (2)

где a – коэффициент запаса прочности на возможную неоднородность тампонажного состава; - раскрытие трещины; Pскв – давление в скважине; Рпл – пластовое давление; Рm – пластическая прочность буферного тампона, которая исходит из модели продавки тампона под действием перепада давления в трещину с раскрытием .

Для повышения эффективности борьбы с поглощениями автором были выполнены исследования, направленные на решение следующих задач.

  1. Повышение точности оценки параметров зоны поглощения и минимизация затрат на их проведение.
  2. Обоснование классифицирующих признаков для выбора способов борьбы с осложнением.
  3. Повышение точности методики расчёта объёма буферных тампонов при планировании изоляции зон поглощений.
  4. Сокращение номенклатуры применяемых материалов и их максимальной унификации при строительстве скважин.
  5. Разработка новых составов, материалов и технологий для ликвидации осложнений повышенной сложности.

Для определения параметров и планирования изоляционных работ предложен следующий объем исследований зон поглощений (таблица 3) [2,11].

Таблица 3 – Объем исследования поглощающих зон и направления использования информации.

Цель исследования Определяемые параметры и условия Способы получения информации Направления использования информации
Выделение зоны поглощения Глубина интервала, м ГТК, ГИС Расчеты раскрытия трещины и скважности пород, радиуса изоляционного экрана, определение глубины установки труб для изоляции.
Определение типа коллектора интервала поглощения и геометрии ствола Пористость, интервал поглощения, диаметр ствола скважины. ГИС Расчет радиуса изоляционного экрана, определение глубины установки труб или пакера, выбор состава буферного тампона.
Гидродинамическая характеристика зоны поглощения Определение статического и динамического уровней в скважине и подачи насоса для их достижения ГИС, закачки бурового раствора, замер уровней в скважине Расчет изоляционного экрана, определение раскрытия трещин и скважности поглощающих пород
Определение взаимодействия пластов Межпластовые перетоки ГИС, расходомер Выбор способа изоляции

По предложенной автором методике, в целях минимизации ошибки, расчет параметров зоны поглощения при полном поглощении производится с подачей бурового раствора, отвечающей донному режиму нагнетания в трещину для замера динамического уровня. При этом подача бурового раствора принимается в пределах технологического режима бурения, а при частичном поглощении – для исключения выхода циркуляции.

Расчет параметров зоны поглощения при жидких пластовых флюидах (пластовая вода, нефть) предполагает определение следующих данных: забойного давления, перепада давления в зоне поглощения, коэффициента проницаемости зоны поглощения.

Для определения эквивалентного размера раскрытия трещины автором предложено уравнение, полученное, с учетом неразрывности движения жидких фаз по трещине пласта, совместным решением уравнений Н.Н. Веригина и Е.З. Рабиновича при течении по каналу прямоугольного сечения при равенстве длины трещины L = Rк, а также аппроксимации функции k = (a/b) [2]:

((Кп*64**Rк)/(Ln(Rк/rc)*b) – 19,191697*(hпл /(2*b))-1,759098 = 0, (3)

где Rк – радиус контура влияния, м; rc – радиус ствола скважины в интервале зоны поглощения, м; b - половина величины раскрытия трещины, м.

При расчетах Rк принимается равным 250 м.

Скважность пород, слагающих зоны поглощения, определяется по формуле И.И. Вахромеева:

= 4,83*(Кп /m2,1)0,5, м, (4)

где = 2*b – раскрытие трещины, м; Кп – эквивалент коэффициента проницаемости, м2; m – скважность пород, слагающих зоны поглощения, доли единицы.

Сравнительные расчеты параметров зон поглощения по предлагаемым формулам показывали следующую сходимость полученных результатов с данными, определяющими классификационные области, приведенные в работе (таблица 4) [2].

Предложенная методика расчета параметров зон поглощения, компьютерное моделирование условий поглощения буровых растворов в коллекторах, заполненных пластовой водой или нефтью, анализ литературных источников и обобщение промыслового опыта борьбы с поглощениями при бурении скважин позволили рекомендовать следующую классификацию поглощений (таблица 5).

Таблица 4 – Данные сравнения расчетных параметров зон поглощения по классификационным областям

Подача насоса при исследовании поглощения, м3/с Коэффициент удельной приемистости, м3/с*МПа Значения параметров зон поглощения (М.Р. Мавлютов, В.Н. Поляков) Значения параметров зон поглощения по предлагаемой методике расчета
Средняя раскрытость каналов, м Скважность, д.е. Средняя раскрытость каналов, м Скважность, д.е.
0,00145 0,001419 0,000683 0,005-0,007 0,000822 0,008459
0,0155 0,015174 0,001493 0,07-0,10 0,001939 0,011538
0,0434 0,042486 0,002097 0,10-0,15 0,002816 0,013205
0,0725 0,070973 0,002484 > 0,15 0,003392 0,014124

* Расчет параметров зон поглощений выполнен при следующих гидравлических параметрах скважины: плотность бурового раствора– 1170, кг/м3; динамическое напряжение бурового раствора -10 Па; плотность пластовой воды в зоне поглощения– 1176 кг/м3; динамическая вязкость пластовой воды– 0,001534 Па*с; статический уровень в скважине – 86 м; динамический уровень,– 0 м; радиус скважины - 0,15 м; толщина поглощающего пласта– 2 м.

Таблица 5 – Классификация поглощений

Категория Коэффициент приемистости, м3/с*МПа Эквивалент коэффициента проницаемости, м2 Средний размер раскрытия трещины, 10-3 м Скважность пород, доли единицы Соотношение градиентов давлений по открытому стволу
0,00145 3,6E-13 до 3,7Е-12 0,5 0,0042-0,0044 Gгс > Gi пл
0,0150 3,94Е-12 до 3,58E-11 1,1 0,0070-0,0105 Gгс > Gi пл
0,0434 1,10Е-11 до 1,84E-10 2,5 0,0183-0,019 Gгс > Gi пл
Gгс < Gi пл
V > 0,0725 1,844E-11 до > 1,84Е-10 > 5 от 0,010 до >0,023 Gгс > Gi пл
Gгс < Gi пл


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 6 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.