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 | 3 || 5 | 6 |

Методы обеспечения совместимости интервалов бурения

-- [ Страница 4 ] --

Для реализации технологии изоляции зон поглощения и V категорий сложности при отсутствии межпластовых перетоков разработан способ доставки в зону неотвержденных композиционных материалав [11].

Эффективность разработанных технологий ликвидации поглощений подтверждается практикой освоения Оренбургского и Карачаганакского месторождений и использованием баланса календарного времени при бурении скважин на примере деятельности Оренбургского УБР (таблица 12).

Таблица 12 – Динамика затрат календарного времени на ликвидацию поглощений по Оренбургскому УБР (ООО ОБК) за 2001 – 2005 г.г.

Наименование Годы
2001 2002 2003 2004 2005
Проходка, м 44007 53109 110211 90808 63270
Календарное время бурения, ст.-мес 90,6 89,8 153,7 116,5 88,4
Число зон поглощений 3 4 17 15 13
Число зон полных поглощений 3 2 13 7 2
Затраты календарного времени на ликвидацию поглощений, ст.-мес. 3,3 2,8 2,9 1,1 0,4

Одним из тяжелых видов осложнений при бурении скважин в нефтегазоносных провинциях при наличии мощных соленосных толщ являются рапопроявления, сопровождающиеся изливом природных рассолов в широком диапазоне дебитов. Как правило, зоны рапонакопления имеют аномально высокие пластовые давления, достигающие градиентов пластовых давлений до 0,020 МПа/м и более. Отмеченные плотности фонтанирующих рассолов могут достигать 1360 кг/м3, что в условиях большого размаха температур в стволе скважины приводит к выпадению солей и значительно затрудняет работы по ликвидации осложнений.

В Оренбургской области проявления рапы при разбуривании хемогенного комплекса пород встречено более чем на 170 скважинах, в том числе на 60 скважинах Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. В ряде случаев излив рапы сопровождается газовыделениями, в том числе сероводорода, в количествах, значительно превышающих предельно-допустимые концентрации в рабочих зонах [14,19,35].

В нефтегазоносных регионах при наличии данного вида осложнений отмечены случаи ликвидации скважин. Так в Оренбургской области с 1969 по 2000 год по причине рапопроявлений ликвидировано 12 глубоких разведочных скважин. В Средней Азии в этих же годах ликвидировано большинство разведочных скважин. Отмечены случаи ликвидации скважин на Астраханском ГКМ и других месторождениях. При массовом бурении эксплуатационных скважин на Оренбургском НГКМ в зонах скоплений рапы их технико-экономические показатели снижались на 15-20%.

В пределах Восточно-Оренбургского сводового поднятия Оренбургского вала (Оренбургском НГКМ) рапа приурочена к пластам ангидрита иреньского горизонта чаще всего вблизи контакта с пластами каменной соли. Глубины залегания зон рапонакопления, с учетом соляно - купольной тектоники, колеблются от 425 м до 1440 м и приурочены, как правило, к V, V, V и пластам ангидрита сульфатно-соленосной толщи. При этом в ряде случаев в одной скважине было вскрыто несколько зон рапопроявления.

Скопление рапы отмечается не только в пластах ангидрита, но и в толще каменной соли - в пропластках, содержащих примесь терригенного материала и обломков ангидрита.

Первоначальные дебиты встреченных зон рапопроявления колебались от 10 м3/сут до 24000 м3/сут. При этом гистограмма частот первоначальных дебитов при свободном изливе на 50 скважинах соответствовала следующему виду (рисунок 6).

Градиенты пластового давления в исследованных зонах рапопроявления по 22 скважинам колебались от 0,0135 МПа/м до 0,00230 МПа/м с гистограммой частот, приведенной на рисунке 7.

Одним из факторов, определяющих выбор стратегии борьбы с рапопроявлениями при строительстве нефтяных и газовых скважин, является генезис рассолов, литологическая приуроченность их залегания в толще хемогенного комплекса пород разреза, состав газов сепарации природных рассолов и интенсивность процесса образования соляных пробок в температурном диапазоне ствола скважины.

Рисунок 6 – Гистограмма частот дебитов при свободном изливе

Рисунок 7 – Гистограмма частот градиентов пластового давления на площадях Оренбургского региона

Плотности рапы на устье скважин колебались от 1194 кг/м3 до 1294 кг/м3 при гистограмме частот по 35 скважинам, приведенной на рисунке 8.

Рисунок 8 - Гистограмма частот плотности рапы на площадях Восточно-Оренбургского региона.

В практических целях борьбы с рапопроявлением при бурении скважин определяющими аспектами генезиса и литологической приуроченности скоплений рапы является исключение размыва ствола скважины и увеличение скважности коллектора, а также прогноза давления в зоне рапы для обоснования выбора конструкции скважины [15].

Проведенный автором анализ борьбы с рапопроявлениями показал, что приемлемых методик для расчёта параметров зон рапопроявлений и планирования тампонажа зон рапопроявлений представлено не было.

Для реализации предложенных способов борьбы с рапопроявлениями выполнено решение следующих технологических задач:

  • разработка способа исследования и расчета пластового давления зоны рапопроявления при наличии межпластовых перетоков;
  • разработка методики расчета скважности приствольной зоны;
  • разработка методики расчета для определения объёма тампонажного состава с целью обеспечения бокового нагнетания по высоте раскрытия трещинного коллектора рапы;
  • разработка составов технологических жидкостей для компенсации аномально-высоких пластовых давлений зон рапопроявлений;
  • разработка тампонажных составов для изоляции зон рапопроявлений и разобщения пластов при креплении;
  • определены требования к конструкции скважин и производству буровых работ в условиях рапопроявления, в том числе и охраны окружающей среды.

Работами отечественных исследователей (А.Я. Милович, И.И. Вахромеев) приняты две основные гидравлические модели нагнетания тампонажных составов в поровые среды горных пород.

Применительно к задаче изоляции зон рапопроявлений, представленных трещинными породами (ангидриты, доломиты), гидравлические процессы нагнетания тампонажных растворов связаны со следующими моделями:

- модель донного нагнетания, при которой тампонажный состав проникает в приствольную зону через дно трещины рапоносного пласта;

- модель бокового нагнетания, при которой тампонажный состав проникает в приствольную зону через всю высоту трещины рапоносного пласта.

Для условия изоляции трещинного коллектора зоны рапопроявления объем цементного раствора определяется условием прекращения донного течения цементного раствора в зоне рапы и достижения бокового заполнения трещины по высоте рапоносного пласта при равенстве гидростатического давления составного столба в стволе скважины пластовому давлению на глубине кровли.

При планировании изоляции зон рапопроявлений автором предложено производить определение скважности пород трещинных коллекторов рассола по формулам расчета данного параметра для условий поглощения буровых растворов, а наружного радиуса и объема цементного раствора для обеспечения бокового режима течения по трещине рассчитывать по формулам [19]:

Rн = Rс · [2 · g · hп р · ((цр - р)/to цр) +1]0,5, м, (9)

Vцр = · Rн2 · (hп р/2) · m, м3 (10)

где Vцр – объем цементного раствора, размещаемого в пласте для изоляции зоны рапопроявления, м3; Rн – наружный радиус изоляционной завесы в пласте, м; hп р – толщина рапоносного пласта, м; m - скважность рапоносного пласта, д.е.; Rс – радиус ствола скважины, м; g – ускорение свободного падения, м/с2; цр и р – плотность цементного раствора и рапы, соответственно, кг/м3; o цр – динамическое напряжение сдвига цементного раствора, Па.

Планирование операций по изоляции зон рапопроявления осуществляется по следующим требованиям (таблица 13).

Таблица 13 Требования к составам, объемам и параметрам процесса глушения скважины и изоляции зоны рапопроявления в стволе диаметром 295,3 мм.

Состав Требования к составу Объёмы, м3 Конечное размещение в скважине, м3 Расход при закачке по стволу, м3/с Расход при закачке в пласт, м3/с
Буфер Рассол NaCl плотностью 1180 -1196 кг/м3 6-8 В пласте рапы Определяет-ся условием: Gгр п Gэк д 0,006-0,012
Тампонаж-ный раствор Насыщение жидкости затворения по NaCl+CaCl; ВЦ= 0,40-0,45; Срок загустевания – 1,25 от времени операции. По расчету В пласте рапы – по расчету; в стволе скважины – 8м3 0,006-0,012
Буровой раствор Плотность раствора – (1,00-1,01)*Рпл; Фильтрат – соленасыщенный по NaCl Ствол скважины + приемные ёмкости По стволу для оставления 8м 3 цементного раствора в стволе скважины При доведении буфера и цементно-го раствора – 0,025-0,030

Это позволило провести успешную изоляцию всех зон рапопроявлений при строительстве эксплуатационных и специальных скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении и при успешном выполнении разобщения пластов при креплении в остальных случаях исключить бросовые работы при ликвидации скважин.

Примеры успешного планирования операций по скважинам № 3831 в интервале рапопроявления - 1035 - 1040 м и № 1 Кочкуровской площади в интервале 932 – 936 м приведены в таблицах № 13 и № 14 [19].

Решение об изоляции зоны рапопроявления на скважине № 1 Кочкуровской площади было принято в целях обеспечения газовой безопасности в связи с поступлением горючих и токсичных газов.

Таблица 13 – Расчетные параметры зон рапопроявления по скважинам № 3831 Лебяжинского месторождения и № 1 Кочкуровской площади

Дебит рапы, м3/с Перепад давления на зону рапы, МПа Эффективная толщина зоны рапы, м Вязкость рапы, Па*с Коэффициент проницаемости, м2 Эквива- лент раскрытия трещины, м Скваж-ность, д.е.
0,256 2,67 5 0,001714 3,88-11 0,004901 0,0075
0,000556 4,88 4 0,0017 5,64-14 0,000414 0,0037

Таблица 14 - Расчет объема цементного раствора для изоляции зоны поглощения на скважинах № 3831 Лебяжинского месторождения и № 1 Кочкуровской площади

Плотность рапы, кг/м3 Плотность цементного раствора, кг/м3 Динамическое напряжение сдвига цементного раствора, Па Радиус перехода модели течения цемента в трещине, м Расчетный объем цементного раствора, м3 Фактический объем цементного раствора, м3
1240 1900 20 8,53 15,6 22,0
1220 1900 20 9,92 9,2 9,20
  1. Методы химической кольматации поровых коллекторов

Строительство нефтяных и газовых скважин на площадях Оренбургской области осуществляется в горно-геологических условиях, характеризующихся наличием большого количества пластов, которые по характеру насыщения, взаимного залегания, градиентам пластового давления, градиентам давления гидроразрыва и индексам давления поглощения идентифицируются как несовместимые интервалы бурения.

В проектных решениях, в ряде случаев, эти пласты подлежат совместному вскрытию без приложения научно - обоснованных технологических мероприятий.

Это приводит к поглощениям буровых и тампонажных растворов, газопроявлениям с возможностью перехода в открытое фонтанирование, недоподъемам цемента до проектных отметок при креплении, а также к появлению межколонных давлений (МКД) после проведения ОЗЦ обсадных колонн.

Практика ведения буровых работ на площадях Оренбургской области показала, что эффективным способом обеспечения совместимости интервалов бурения является использование физико-химических методов кольматации коллекторов.

В настоящее время в практике строительства скважин разработаны различные физико-химические способы кольматации проницаемых пород, которые направлены на ограничение их гидравлической связи со стволом скважины для решения различных технологических задач бурения.

Эффективность изоляции проницаемых пластов зависит от типа коллектора, размера каналов трещин и пор, структуры этих каналов, состава и свойств кольматанта и результата его взаимодействия с породой коллектора и пластовым флюидом.

Гидродинамическая (струйная) кольматация осуществляется с целью формирования кольматационного слоя с низкими фильтрационными характеристиками за счет проникновения твердой фазы бурового раствора на 2-3 мм в поровое пространство и до 30 мм - в трещины, а также уплотнения глинистой корки. Струйная кольматация позволяет снизить гидравлическую связь ствола скважины с пластами различной литологии, а также повысить индексы поглощения на 0,002-0,003 МПа/м [4].

Неоднородность карбонатных коллекторов основной залежи Оренбургского НГКМ по пористости, проницаемости и пьезопроводности при разработке карбонатных объектов большой толщины привела к неравномерной отработке залежи, что обуславливает появление разнонапорности пластов, в том числе, по вертикали [21,22].

Разница абсолютных значений градиентов пластовых давлений первого объекта может достигать 0,007 МПа/м, что значительно превышает коэффициенты запаса при нормировании плотности буровых растворов для их совместного бурения.

В этих условиях нормирование плотностей буровых растворов для целей вскрытия пласта по картам изобар, построенным по динамическим пластовым давлениям при перетоке газа в стволе скважины, приводит к газопроявлениям при первичном вскрытии пластов.

Для обеспечения совместимых условий вскрытия разнонапорных пластов проведенными автором исследованиями установлено, что использование методов химической кольматации карбонатных коллекторов может обеспечить непроницаемость стенок скважины и позволить вести буровые работы с депрессией на закольматированный пласт.

На изучаемых объектах средние величины открытой пористости изменялись в пределах от 10,4 до 18,6%, а абсолютная проницаемость изменялась в пределах от 0,91 до 41,6*10-15 м2.

Полученные данные исследования структуры порового пространства методом ртутной порометрии показали, что преобладающими размерами пор являются 10 – 20 мкм и 0,05 – 0,10 мкм.

Это определило выбор способа химической кольматации истинными растворами, способными при взаимодействии с карбонатной породой скелета коллектора образовывать осадки в поровом пространстве, а при наличии трещин - дополнительно высокомолекулярными соединениями, обладающими вяжущими свойствами.

В качестве химической реакции для кольматации карбонатных коллекторов автором была выбрана реакция взаимодействия раствора кислых солей с карбонатом кальция, обеспечивающая необходимое для кольматации осадкообразование в поровых каналах (таблица 15) [22].

Таблица 15 – Расчетные коэффициенты заполнения пор карбонатного коллектора при использовании различных кольматантов.

Состав кольматанта Коэффициент заполнения порового пространства
Al2(SO4)3 0,248
Al2(SO4)3 + FeSO4*7 H2O 0,3606
Al2(SO4)3 + MgCl2 0,2752


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 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.