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 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 6 |

Методы обеспечения совместимости интервалов бурения

-- [ Страница 3 ] --

При вскрытии зоны поглощения в газоносном пласте и остановке насоса при снижении уровня до статического в стволе скважины устанавливается распределение давления, определяемое равенством гидростатического и пластового давлений на глубине залегания его кровли. На глубине залегания подошвы продуктивных отложений глубина проникновения бурового раствора определяется его динамическим напряжением сдвига и плотностью.

Расчет параметров зоны поглощения газоносных отложений большой толщины исходит из модели течения в круговой щели технической воды (Е. Г. Леонов) по вертикальной трещине, заполненной газом при пластовом давлении (Р(р,Т)) без учета сопротивлений при его замещении в объеме трещинного пространства на фильтрационные сопротивления газа решением уравнения в неявном виде:

6*в*|qн|*2*( rк 2 - rc2)3/(Vп3) *ln(rк /rc) -

- в *qн2*( rк 2 - rc2)2/(8*Vп2)*(1/rс - 1/rк) - Рд /2 = 0 (5)

При этом исходными параметрами для расчета параметров трещинной пустотности являются: статический уровень в скважине, м; подача насоса при закачке воды в объеме 4-8 м3 при положении бурильного инструмента на глубине кровли газоносных отложений при Q,бр = Соnst, м3/с; время подачи воды в пласт для подъема статического уровня в скважине до динамического уровня, с; динамический уровень бурового раствора в скважине, м; диаметр ствола скважины в интервале подъема динамического уровня, м.

Примеры расчета величины раскрытия трещины при ликвидации поглощений в газоносных отложениях Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения приведены в таблице 6.

Таблица 6 – Расчет величины раскрытия трещин при ликвидации поглощений на ОНГКМ

Диаметр ствола, м Плотность бурового раствора, кг/м2 Подача насоса при закачке воды в пласт, м3/с Статичес-кий уровень, м Динами-ческий уровень, м Объем воды, размещен-ный в стволе, м Объем воды, размещен-ный в пласте, м Скваж-ность, д.е.
0,1617 1030 0,012 320 180 2,003 0,157 0,001839
0,1617 1030 0,012 320 220 1,430 0,369 0,00291
0,2267 1050 0,020 250 180 1,677 0,723 0,00202
0,2267 1050 0,029 250 220 0,7189 1,681 0,00293

Основные технологии повышения индексов давления поглощения и изоляции зон поглощения включают проведение гидродинамической кольматации проницаемых пород при их вскрытии и закупорку трещин с использованием наполнителей буровых растворов [3,4,5,20].

Гидродинамическая кольматация проводится при содержании твердой фазы > 20% (масс.).

При низком содержании твердой фазы для повышения эффективности гидродинамической кольматации в буровой раствор рекомендуется вводить асбест марки П-5 или П-6 по ГОСТ 12871-67 в количестве 0,5 – 1,5 % (масс.).

Использование гидродинамической кольматации позволяет также ликвидировать зоны поглощения с интенсивностью до 5 м3/час.

Эффективным способом ликвидации поглощений буровых растворов является закупорка каналов гидропроводности трещин наполнителями, которая, по данным М.В. Курочкина, используется в 90% случаев при ликвидации поглощений буровых растворов.

Для повышения эффективности ликвидации поглощений буровых растворов наполнителями автором предложена схема их применения, предполагающая [6,7]:

- исключение относительного движения наполнителя в среде бурового раствора при танспортировке в зону поглощения;

- размещение объема бурового раствора с максимальной концентрацией наполнителя (растекаемость по конусу R = 16-18 см) в стволе скважины от зоны поглощения и выше;

- оставление скважины в покое в течение 8 часов с периодическим (3-4 раза) доливом раствора в скважину.

Ликвидация поглощений буровых растворов и V категорий сложности с использованием наполнителя, как самостоятельного способа, может быть выполнена при применении набухающего наполнителя на основе композиционных материалов [9].

Способы ликвидации поглощений категории сложности в порово-трещиноватых и трещинных коллекторах, с коэффициентами приемистости 4,0…7,0*10-2 м3/с*МПа, основаны на создании квазистационарных условий формирования цементного камня в стволе скважины от подошвы интервала зоны поглощения и выше [10,12,33].

Условием формирования цементного камня, по данным А.Н. Адамовича и Д.В. Колтунова, является ограничение скорости движения цементного раствора до 200 м/сут., так как при больших скоростях движения происходит его размыв.

Для реализации способа изоляции в трещинную пустотность поглощающего коллектора закачивают буферные тампоны с высокой пластической прочностью на расчетный радиус приствольной зоны с размещением цементного раствора в стволе скважины.

Выполненный анализ успешности изоляционных работ с использованием буферных тампонов показал, что фактические объемы буферных тампонов должны быть большими, чем получаемые при расчете с использованием радиуса буферного тампона по формуле (2).

Причины значительной неточности при расчете радиуса буферного тампона по формуле (2), связаны с принятой расчетной моделью, а также неточностями при определении параметров средней величины раскрытия трещины и трещинной пустотности.

В целях повышения точности расчетов при планировании изоляционных работ автором была исследована возможность применения расчетной модели распределения напряжений в толстых оболочках при использовании пластичных тел. При этом величина расчетного радиуса зоны размещения тампона должна обеспечивать условие:

эф = Рm 0 - r, Па (6)

где эф – эффективные напряжения на контуре наружного радиуса буферного тампона; Рm - пластическая прочность тампона, Па; 0 – касательные напряжения на контуре радиуса размещения тампона в пласте от внутреннего избыточного давления в системе скважина - пласт, Па; r - радиальные напряжения на контуре радиуса размещения тампона в пласте от внутреннего избыточного давления, Па.

В соответствии с задачей Ляме расчета толстых оболочек, касательные и радиальные напряжения на контуре радиуса размещения тампона в пласте от внутреннего избыточного давления в системе «скважина – пласт» определяются из уравнений [11]:

Rн = Rв *[2*(Pв –Pн)/Pm) + 1]0,5, м, (7)

где Rн – наружный радиус завесы, м; Rв – внутренний радиус завесы (радиус скважины),м; Рв – внутреннее давление (давление в стволе скважины), МПа; Рн – наружное давление (пластовое давление), МПа, Рm – пластическая прочность тампона, МПа.

Пластическая прочность тампона определяется по методу П.А. Ребиндера.

Для проверки применимости уравнения (11) были проведены исследования на установке по принятой модели плоскорадиального движения вязкопластического тела по трещине.

Выполненные исследования по определению величин радиусов на установке показали, что в диапазоне раскрытия трещин от 2 до 6 мм и пластической прочности от 200 до 1000 Па по 6 измерениям для каждого состава тампона измеренные радиусы коррелируются с расчетными радиусами по формуле (7) при среднем квадратическом отклонении ± 10 % (таблица 7).

Сравнительные данные, полученные расчетом радиусов буферных тампонов, по формулам (7, 11) и выполненные при следующих параметрах:

Таблица 7 – Радиусы растекания тампонов в зависимости от пластической прочности тампона и избыточного давления при плоскорадиальном движении

Радиус цилиндра, м Высота тампона, м Плотность тампона, кг/м3 Пластическая прочность тампона, Па Избыточное давление воздуха, Па Избыточное давление в нижней точке цилиндра, Па Измерен- ный радиус, м (S = ± 10%)
0,0432 0,8 1350 200 10000 4492 0,292
0,0432 0,8 1350 400 25000 3389 0,183
0,0432 0,8 1350 600 42000 4286 0,169
0,0432 0,8 1350 800 60000 6183 0,175

средняя раскрытость каналов поглощающих пород – 0,002 м; давление в скважине на глубине зоны поглощения – 10 МПа; пластовое давление в зоне поглощения – 9 МПа; диаметр ствола скважины - 0,269 м; диапазон пластической прочности тапонов – 100 – 1000 Па; имеют значительные отклонения от полученных результатов по формуле (рисунок 4).

Рисунок 4 – Графики зависимости радиуса буферного тампона от его пластической прочности.

Сходимость предлагаемой методики расчета параметров поглощающего пласта и объемов буферного тампона при планировании изоляции зоны поглощения при коэффициенте удельной приемистости, равном 0,042486 м3/с*МПа, без коэффициентов запаса, с методикой расчета, приведенной в работе [11], определится следующими данными (таблица 8).

Таблица 8 – Сравнительный расчет объема буферного тампона при планировании изоляции зоны поглощения

Методика расчета Пластическая прочность тампона, Па Расчетный радиус размещения буферного тампона, м Скважность поглощающих пород, д.е. Объем тампона для размещения в поглощающем пласте, м3
М.Р. Мавлютов – В.Н. Поляков 861* 3,79 0,07-0,10 6,30 - 9,00
Предлагаемая методика 861 7,64 0,0132 7,64

* Принятая пластическая прочность буферного тампона (861 Па) для данных параметров зоны поглощения является расчетной рекомендуемой (М.Р. Мавлютов, В.Н. Поляков).

Таким образом, предлагаемая методика позволила рассчитать параметры и выполнить планирование изоляции зоны поглощения без использования статистической величины трещинной пустотности горных пород поглощающего пласта (скважности).

Выбор свойств буферных тампонов определяется типом коллектора поглощающего пласта.

В порово-трещинных коллекторах при движении буферного тампона по трещине происходит фильтрация его среды в матричную пористость пород. Этот процесс сопровождается ростом пластической прочности буферного тампона по мере движения по трещине, что значительно сокращает его потребные объемы [10].

В этом случае технология изоляции зоны поглощения предполагает последовательную подачу насосом в колонну бурильных труб буферного тампона и цементного раствора с размещением буферного тампона в пласте и оставления цементного раствора в стволе скважины от подошвы поглощающего пласта и выше.

Объем буферного тампона для достижения расчетного радиуса при его размещении в призабойной зоне принимается по расчету с использованием уравнения:

Vт = kз **Rиз2*m*hэф, м3, (8)

где kз – коэффициент запаса, равный 1,25-1,40; Rиз – радиус изоляционного экрана, m – скважность поглощающего пласта; hэф – эффективная толщина поглощающего пласта, м.

Проведение изоляции зон поглощений в порово-трещинных коллекторах определяется следующими общими требованиями к составам «жидкая глина» и параметрам процесса (таблица 9).

Таблица 9 - Требования к составам и параметрам процесса изоляции поглощения в порово-трещинных коллекторах

Наименование состава Требования к составу и параметрам Объёмы, м3 Конечное размещение в скважине, м3 Расход при закачке по стволу, м3/с Расход при закачке в пласт, м3/с
Буферный тампон Содержание твердой фазы не менее 900 кг/м3, R = 16-18 cм; 0=60-70Па; Ф > 40*10-6/10 мин По расчету В пласте поглощения, пластическая прочность > 500 -700 Па 0,020-0,025 0,004- 0,006
Тампонажный раствор ВЦ= 0,42-0,45; Срок загустевания – 1,25 от времени операции. Из расчета 100м ствола скважины В стволе скважины 0,014- 0,016 -

Для ликвидации поглощений в порово-трещинных коллекторах наиболее употребительными в промысловой практике в качестве буферных тампонов являлись пасты типа «жидкая глина», которые при движении по трещине в трещинно-поровом коллекторе поглощающего пласта при отфильтровке среды обеспечивали рост пластической прочности до 4500 Па [8,10].

При ликвидации поглощений в трещинных коллекторах применение технологии изоляции зоны поглощения с использованием последовательной подачи насосом в колонну бурильных труб буферного тампона и цементного раствора становится невозможным в связи с высокой потребной пластической прочностью и большими объемами буферных тампонов.

Для этих условий изоляции зон поглощения автором разработан способ получения буферного тампона с высокой пластической прочностью ниже глубины открытого конца бурильного инструмента, установленного в непосредственной близости от кровли зоны поглощения по двухреагентному способу [12,33].

Составы и свойства буферных тампонов для ликвидации поглощений в трещинно-кавернозных коллекторах определяются условиями размещения технологических жидкостей в затрубном пространстве для получения буферных тампонов. При возможности дифференциального прихвата колонны бурильных труб технологические жидкости должны быть стабилизированными и иметь водоотдачу и плотность, близкую к параметрам используемого при бурении бурового раствора.

В качестве химического реагента используются кислые соли алюминия, которые при растворении и гидролизе образуют сильные кислоты, обладающие высокой скоростью химической реакции с карбонатом кальция.

В настоящее время в ООО «ВолгоУралНИПИгаз» разработаны составы буферных тампонов, получаемых по двухреагентному способу, с пластической прочностью, превышающей 50000 Па, и организован их выпуск на мощностях ЗАО «Полицелл» (рисунок 5) [34].

Рисунок 5 –Зависимость пластической прочности тампона от содержания реагента.

Проведение изоляции с использованием буферных тампонов, получаемых по двухреагентному способу, определяется следующими требованиями к составам и параметрам процесса изоляции зоны поглощения (таблица 10).

Таблица 10 - Требования к составам и параметрам процесса изоляции поглощения в трещинных коллекторах.

Наименование состава Требования к составу и параметрам Объёмы, м3 Конечное размещение в скважине, м3 Расход при закачке по стволу, м3/с Расход при закачке в пласт, м3/с
Техноло-гическая жидкость Стабилизи- рованный - по требованию; плотность - не ниже проектной, R 25 cм; Рm < 60 Па; В стволе- по расчету + объем бур. труб В пласте поглощения, с пластической прочностью > 700 Па 0,020-0,025 0,0060-0,009
Химический реагент Плотность раствора – по максимальной растворимости По расчету В пласте поглощения По бур. трубам:0,020-0,025; 0,002-0,003
Тампонажный раствор ВЦ= 0,42-0,45; Срок загустевания – 1,25 от времени операции. Из расчета 100м ствола скважины В стволе скважины После выхода реагента из бур.труб: 0,012-0,018 -
Буровой раствор Согласно проекту По расчету По стволу скважины выше интервала цементного моста - -

Данные тампоны были успешно апробированы при ликвидации катастрофических поглощений на скважине № 9044 Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения и на скважине № 3 Царичанской площади [34].

Перспективным направлением ликвидации катастрофических поглощений, как показали работы, выполненные «БашНИПИнефть» и «ВолгоУралНИПИгаз», является использование предполимеров полиуретанового ряда, способных к быстрому отверждению при смешении с водой.

Работами ООО «ВолгоУралНИПИгаз» показана возможность использования свойств предполимера в форме композиционного материала, как в отвержденном, так и жидком состоянии (таблица 11) [9, 13].

Таблица 11 – Составы композиционных материалов для изоляции зон поглощения и V категорий сложности

Диапазон компонентного состава Диапазон изменения параметров
Время отверждения при отсутствии контакта с водой, час Растекаемость по конусу, см Пластическая прочность после отверждения, МПа
Предплимер + 20-40% (масс.) бентонита + 50-100%(масс.) цемента 9 - 22 20 - 21 > 5,0


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 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.