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 5 ] --

Выполненные лабораторные исследования и промысловая апробация показали, что полученные коэффициенты заполнения порового пространства при прокачке необходимых объемов кольматанта позволяют достичь при депрессии до 12 МПа требуемой величины снижения проницаемости и рекомендовать данные составы в качестве кольматантов карбонатных коллекторов.

Глубина закольматированного слоя карбонатной породы в стволе скважины не превышает 0,150 – 0,180 м, что позволяет при выполнении задач строительства скважин приобщить продуктивные пласты перфорацией для вовлечения газоносных отложений в разработку.

Технология химической кольматации карбонатных коллекторов прошла успешную промысловую апробацию при бурении скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (таблица 16, 17) [21].

Таблица 16 - Условия вскрытия продуктивных отложений при бурении и реконструкции скважин




Номер скважины ОНГКМ Глубина спуска колонн по диаметрам, м Интервал газоносных отложений Рf1/ интервал хвостовика, м Кровля и интервалы объекта разработки по длине ствола (Part -Pass), м Пластовые давления по кровле горизонта, МПа Глубина точки зарезки ствола, м Плотность бурового раствора при вскрытии, кг/м3 Депрессия на пласт при вскрытии, МПа
244,5 мм 177,8 мм Рп Part -Pass
216 1320 1360 1337-1342 1370 19,6 8 1347 1030 6,6
757 1265 1413 1344-1357 1224-1380 1391 19,6 9,5 1270 1030 -
1380,5-1390 - 18,0 - 1030 4,1
409 1400 1505 1470-1488 1362-1518 1513 19,6 8 1400 1030 -
1575-1580 - 18,5 - 1030 2,6
9045 1395 1514 - 1522-1660 16,3 16,3 1520 1160 -
1690-2293 10 10 1050 -

Таблица 17 - Параметры и результаты химической кольматации газоносных карбонатных коллекторов

Номер скважины ОНГКМ Диаметр ствола скважины, м Интервал кольматации,м Коэффициент удельной приемистости по воде, м3/с*МПа Объем кольматанта, м3 Избыточное давление на устье при кольматации, МПа Время коль­матации, час Плотность раствора при бурении, кг/м3 Депрессия на пласт после коль­матации, МПа Газо­показания при бурении, %
216 0,1510 1337-1342 0,003 2,1 11,5 8 1030 6,60 До 0,5
757 0,1206 1380,5-1390 0,004 1,8 12,5 8 1030 4,10 До 1,5
409 0,1206 1575- 1580 0,002 1,5 12,0 6 1060 2,60 До 0,6
9045 0,1510 1522- 1660 0,003 2,8 10,5 8 1050 0,62 До 0,3

Другой возможностью использования методов химической кольматации является предотвращение развития нагрева пород при встрече термоаномалий, приуроченных к терригенным коллекторам, а также закрепление стенок скважины при вскрытии зон тектонических нарушений [24,25].

Для кольматации терригенных поровых коллекторов под руководством автора разработан двухрастворный метод химической кольматации. Данный метод основан на реакции взаимодействия закачиваемых растворов электролитов с пластовыми водами, содержащими соли двухвалентных металлов, и между собой в среде терригенного коллектора.

В качестве первого раствора используется раствор жидкого стекла плотностью от 1120 до 1140 кг/м с пластической вязкостью от 15 · 10- 4 до 20 · 10 - 4 Па·с, а в качестве второго – сернокислый алюминий.

Результаты лабораторных исследований эффективности химической кольматации терригенного коллектора, представленного песчаником, показали, что данный способ может обеспечить давление начала фильтрации керосина (декольматации) в пределах 5,5 – 7,0 МПа.

При промысловой апробации данного способа химической кольматации терригенных коллекторов декольматация водоносного пласта не была достигнута при создании депрессии до 25 МПа.

Химическая кольматация терригенных коллекторов была рекомендована, прежде всего, для локализации тепловых аномалий геологических разрезов Предуральского краевого прогиба, природа которой, по мнению автора, идентична феномену тепловой аномалии горы Янгантау Республика Башкортостан и связана с химическим разложением пластового флюида, представленного перекисью водорода (рисунок 9) [24].

Рисунок 9 – Изменение температуры бурового раствора на выходе при углублении скважины № 501 Вершиновская

Бурение в интервалах тектонических нарушений может сопровождаться поглощениями буровых растворов, а также обрушениями в ствол крупных обломков горных пород и развитием каверн.

Вывалы крупных обломков горных пород со стенок скважины при бурении крепких пород приводят к заклинкам бурильного инструмента, а после проведения спуско-подъемных операций – к длительным призабойным проработкам при условии затруднительной гидроочистки в условиях кавернозного ствола.

Наиболее тяжёлые осложнения при бурении интервалов тектонических нарушений были встречены при строительстве поисковых скважин на Нагумановской площади Уральского краевого прогиба.

Попытки закрепления неустойчивых пород цементированием при строительстве поисковой скважины № 5 на Нагумановской площади в интервале 4110 - 4270 м привели к зарезке второго ствола в каверне и перебуриванию интервала с проявлением обрушений и развитием каверн.

Анализ полученных результатов цементирования ствола и перебуривания интервала позволил определить, что основной причиной неудачной попытки закрепления пород цементированием явились размеры раскрытия трещин в нарушенных породах, которые оказались сопоставимыми с размерами частиц тампонажного цемента.

Для упрочнения массива в приствольной зоне разбуриваемых пород была рассмотрена возможность повышения устойчивости нарушенных пород с помощью коллоидных систем с размерами глобул до 4 мкм.

Для решения поставленной задачи был разработан способ крепления стенок скважины путем закачки в скважину крепящего раствора коагулирующего реагента и источника коагулирующих ионов. При этом в качестве коагулирующего реагента был использован латекс, а в качестве источника коагулирующих ионов - раствор хлорида натрия [36].

В пятой главе рассмотрены технологические основы вскрытия хемогенных отложений большой толщины.

Строительство сверхглубоких скважин в хемогенных отложениях, представленных породами неоднородного минералогического состава, сопровождается рядом осложнений, обусловленных взаимодействием буровых растворов на водной основе с породами (размыв ствола, набухание пород, выщелачивание), а также сужениями ствола скважины в зонах пластического течения солей, является сложной инженерной задачей [18,26,29,30,32].

Процессы осложнения определяются физико-химическими свойствами пород, гидромеханическими параметрами в стволе скважины и природой среды используемых буровых растворов. При этом одни виды осложнений проявляются в процессе бурения, а другие могут проявить себя по прошествии нескольких месяцев или даже лет после завершения строительства скважины.

Наиболее тяжелые осложнения связаны с проявлением горного давления в интервалах пластического течения солей, которые приводят к нарушению целостности обсадных колонн и ликвидации скважин.

По данным зарубежных исследований установлено, что около 90 % всех известных повреждений колонны вызвано проявлением горного давления соленосных пород, при котором нагрузки на обсадные трубы бывают настолько большими, что даже толстостенные и прочные трубы не могут их выдержать.

В Оренбургской области нарушения обсадных колонн отмечены при бурении сверхглубоких скважин № 35 Чиликсайской площади, № 30 Восточно-Песчаной площади, № 2 Каинсайской площади, № 1 Южно-Линевской площади, № 20 Песчаной площади, местоположение которых приурочено к Прикаспийской синеклизе и её бортовой зоне. При этом на всех этих скважинах в интервалах пластичного течения пород, в соответствии с проектными решениями на строительство скважин, были установлены обсадные трубы, рассчитанные на избыточное наружное давление, равное горному давлению при условии полного опорожнения обсадных колонн.

По данной причине были полностью остановлены геолого-разведочные работы ПО «Оренбурггеология» на площадях северного борта Прикаспийской синеклизы, где все скважины не достигли подсолевых отложений.

При бурении скважин на площадях ОАО «Газпром» разрезы хемогенных отложений, как правило, представлены минеральными солями, которые, по генетической классификации, относятся к морским соляным месторождениям.

К главным компонентам морских соляных месторождений относятся Na+, K +, Mg 2+, Ca 2+, Cl -, SO4 2, Br -, B4O7 2-, кроме того, в них присутствует большое количество малых компонентов таких, как Fe2+, CO32- и I -.

Основными породообразующими минералами хемогенных отложений разрезов Прикаспийской синеклизы и Предуральского краевого прогиба Оренбургской области являются [31]:

NaCl – галит;

KCl – сильвин;

NaKCl2 – сильвинит [NaCl (25-85 %), KCl (10-60 %)].

2[Mg2Cl2*6Н2О] – бишофит;

12[KMgCl3 *6H2O]; KCl - 28,81 %; MgCl2 - 34,18; Н2О - 39,0 % - карналлит;

СаMgCl6 *12 Н2О – тахигидрит;

(K2Ca2Mg[SO4]4 * 2Н2О – полигалит;

СаSO4 – ангидрит;

8[СаSO4 *2Н2О] гипс;

[СаMg(CО3)2] – доломит.

Данные минеральные соли различаются структурой кристаллической решетки и характером сил взаимодействия между частицами кристалла.

В галогенных солях (галит, сильвин, сильвинит), имеющих наиболее широкое распространение в хемогенных отложениях разрезов скважин, силы взаимодействия между частицами кристалла осуществляются ионной связью, обусловленной действием больших кулоновских сил.

Карналлит (KMgCl3*6Н2О) относится к кристаллогидратам, где гидратная вода связана непосредственно с катионами. При этом взаимодействие между частицами кристалла осуществляется силами Ван-дер-Ваальса, которые намного слабее электростатических сил, действующих между ионами в ионных веществах. Примером этих солей может служить также бишофит (MgCl2*6H2O).

Растворимость хемогенных минералов, определяющих образование каверн и осыпи ствола, зависит от химической природы минерала, температуры, а также концентрации присутствующих в растворителе ионов и их состава.

Выделение интервалов соляных пород и исследование кинетики течения солей при термобарических условиях скважины осуществляется методами проведения внутрискважинных геофизических исследований.

Это позволяет, при использовании возможностей ГТИ, выполнить расчленение разреза по литологии, оценку физико-механических свойств пород, определение компонентных составов солевых пород, изменение диаметра во времени и др.

На площадях Прикаспийской синеклизы и ее бортовой части свойства приведенных хемогенных минералов в процессе бурения и эксплуатации скважин определяют следующие виды осложнений и аварий (таблица 18).

Таблица 18 – Связь минералогического состава хемогенных пород с осложнениями и авариями при строительстве и эксплуатации скважин.

Минерал, порода Условия проявления осложнения Виды осложнений
Термо- барические Горно-геологические Технологические
Галит (NaCl) - Залегание на любой глубине Применение растворов на водной основе с фильтратом, недонасыщенным по NaCl Размыв ствола и кавернообразование.
Горное давление: > 90 МПа; Температура: > 900 С. Большая глубина залегания, наличие примесей (глины, сульфаты) Недостаточная плотность раствора Течение соли, (Кс0,9)
Температура забоя > 800 С. Большая толщина соли, Распределение температур по стволу скважины Наработка в составе бурового раствора аморфного осадка соли Сужение ствола при кристаллизации соли на стенке скважины.
Сильвин (KCl) Горное давление: > 80 МПа; Температура: > 600 С. Распределение температур по стволу скважины Недонасыщенные по КaCl Размыв ствола и кавернообразование. Течение соли. (Кс0,9)
Бишофит 2[Mg2Cl2*6Н2О] - - Недонасыщенные по MgCl2 Размыв ствола и кавернообразование. Течение соли.
Карналлит 12[KMgCl3 *6H2O] - - Недонасыщенные по MgCl2 Размыв ствола и кавернообразование. Течение соли.


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.