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 |   ...   | 4 | 5 ||

Методы обеспечения совместимости интервалов бурения

-- [ Страница 6 ] --

Важнейшим условием безаварийной проводки скважин при пластическом течении солей является точное нормирование плотности бурового раствора, что связано также с обеспечением совместимости интервалов бурения.

В технической литературе приведен ряд методик нормирования плотностей буровых растворов, используемых при вскрытии хемогенных отложений для предупреждения течения солей.

Наиболее известные методики нормирования плотности буровых растворов при течении в солях предложены Б.В. Байдюком, Л.А. Шрейнером, Б.С. Филатовым, И.К. Майоровым, Е.Г. Леоновым и Н.Р. Рабиновичем.

Все эти методики предполагают знание механических параметров, (0, т, т, G), которые имеют большой размах, а их определения при нормальных условиях не соответствуют физическому состоянию породы при термобарических условиях их залегания в скважине и не коррелируются с полученными лабораторными данными.

Предложенные эмпирические зависимости, в лучшем случае, могут быть использованы для конкретного района при определении плотности бурового раствора и не позволяют оперативно получать ответы при изменении литологии соли при бурении.

Концепция нормирования плотности бурового раствора на водной основе, предложенная автором, предполагает осуществлять расчеты плотности на обеспечение устойчивости ствола скважины при термобарических условиях залегания в разрезе скважины наиболее распространенных галогенных солей, представленных галитом, сильвином или сильвинитом.

При строительстве поисковых скважин на площадях Прикаспийской синеклизы и Уральского краевого прогиба толщины хемогенных отложений достигают 5400 м при глубине залегания до 5800 м. При этом горное давление может достигать более 140 МПа, а температуры - 1450 С.

В целях обеспечения проектирования строительства сверхглубоких скважин для оценки устойчивости ствола скважины при термобарических условиях залегания галогенных пород автором предложено уравнение расчета пластической прочности ионных солей, используемое для последующего нормирования плотности бурового раствора [31].

Данное уравнение позволяет определить пластическую прочность соли как разницу энергии разрыва ионных связей при термобарических условиях пласта и внешней работы, обусловленной объемным сжатием ее горным давлением, в принятой модели жестко-пластического тела, движение которого обусловлено разрывом и восстановлением ионных связей на новых позициях деформируемого тела.

Ti Pi

Рm = Kcкp * (Н0рс298 + f(Cp)dT)/(A*m*Vм) - Рг f(Vм)dP)/Vм (11)

298 P0

где Kcкp – коэффициент совершенства кристаллической решетки; Н0рс298 – энергия разрыва ионных связей, Дж/моль; Cp – изменение теплоемкости, Дж/моль; А – постоянная Маделунга; m – координационное число кристаллической решетки; Vм - молекулярный объем вещества, м3; Рг – горное давление, Па; Vм – изменение молекулярного объема, м3.

После проведения расчета пластической прочности соли производится вычисление необходимого внутреннего давления для равновесного состояния стенки на расчетном контуре ствола скважины с использованием метода расчета толстых оболочек (задача Ляме) по третьей теории прочности [30]:

эф = t - r, (11)

где t – тангенциальные напряжения, МПа; r - радиальные напряжения, МПа.

В проектных решениях нормирование плотности бурового раствора при вскрытии хемогенных отложений должно осуществляться по интервалам на галогенные соли. При этом исходной информацией для принятия решения при нормировании плотности бурового раствора являются заключения, по данным ГИС, по физико-механическим свойствам горных пород и давлениям и отчеты по исследованию станций ГТИ (геолого-технологических исследований) в разрезах пробуренных соседних скважин, а также химико-аналитическим исследованиям отобранного при бурении шлама.

Получение данной информации в рассматриваем вопросе необходимо для определения значения коэффициента Кс в уравнении (1), а также литотипа соли при нормировании плотности бурового раствора.

Галогенные соли, как природные образования, не имеют правильной кристаллической структуры и содержат в своих объемах породы (минералы) других веществ, воду и газы, что определяет их дефекты, как в микроскопических, так и в макроскопических масштабах.

Дефекты кристаллической решетки в зависимости от содержания примесей и их природы снижают прочность вещества.

Системное изучение чистоты галоидных солей иреньского горизонта кунгурского яруса на глубинах до 1450 м в районе Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения производилось в интересах создания подземных емкостей для хранения конденсата и продуктов переработки углеводородного сырья.

При этом было установлено, что величины нерастворимого в воде остатка каменной соли находятся в пределах от 0,44 до 19,26 % (масс.) при средних значениях объемной плотности 2150 кг/м3, пористости 2,7%, влажности 0,40% и газонасыщенности 64,5 см3/кг.

При больших глубинах залегания неоднородность солей в разрезах Прикаспийской синеклизы и Предуральского краевого прогиба Оренбургской области, как правило, снижается.

Определение пластической прочности солей при термобарических условиях их залегания позволило определить потребную плотность бурового раствора (рисунок 10) [31].

В приведенных расчетах нормирование плотности бурового раствора для обеспечения устойчивости стенок скважины произведено при превышении плотности на 5%, а значения коэффициентов Kc приняты равными 0,950 для NaCl, а для KCl – 0,908.

Рисунок 10 – График зависимости плотности бурового раствора от горного давления и состава соли при температурном градиенте северного борта Прикаспийской синеклизы.

Сходимость результатов нормирования плотностей буровых растворов по оценке устойчивости галогенных пород при бурении сверхглубоких поисковых скважин в Оренбургской области приведены в таблице 19.

Таблица 19 – Плотности бурового раствора при нормировании по РД и фактических значениях при бурении скважин на площадях Прикаспийской синеклизы и Уральского краевого прогиба

Номер скважины Интервал хемогенных отложений, м Горное давление на подошву солей, МПа Температура на конечной глубине,0С Литотип для нормирования плотности для получения фактической плотности Плотность бурового раствора на конечной глубине, кг/м3
По РД (камен-ная. соль) Факт
1 Нагума-новка * 550 - 3820 86 79 Каменная соль 1633 1390
2 Нагума-новка* 1895-3923 86 81 Сильвинит 1660 1370
161 Кзы-лабинка * 494 - 4974 106 90 Сильвинит 1810 1580
171 Ако-бинка* 248-5121 110,4 89 Сильвинит 1831 1610
172 Ако-бинка* 475-5164 106,9 86 Сильвинит 1830 1620
2 Каинсай ** 294 – 5930 132,6 106 Кам.соль- до 5750 м Сильвинит 5750- 5850 1919 - 1600 1800

* - УКП - Уральский краевой прогиб;

** - Прикаспийская синеклиза

При вскрытии солей большой толщины и в широком диапазоне распределения температур по стволу скважины в буровых растворах на водной основе происходит образование большого количества аморфного осадка галита, который выкристаллизовывается на стенке скважины, вызывая сужение ствола скважины с неоднородным перекрытием его сечения. Этот процесс может вызвать аварии с заклинкой бурильного инструмента, что принимается за проявление горного давления при течении солей.

Проведенные тесты на керновом материале соли с моделированием температурных условий для ствола диаметром 296 мм и буровом растворе, отобранном с поисковой скважины № 495 Вершиновской площади, показали следующее:

- процесс кристаллизации соли на внутренней стенке соляного цилиндра, представленного галитом, имеет большую интенсивность и при температуре забоя 90 0 С может достигать при динамических температурах 550 С и 650 С, соответственно, 3,01 и 2,67кг/м ствола скважины за 16 часов работы на забое;

- уменьшение внутреннего диаметра соляного цилиндра при кристаллизации аморфной соли происходит неравномерно по площади боковой поверхности, что ускоряет процесс создания условий, затрудняющих свободное прохождение КНБК бурильного инструмента при спуско-подъёмных операциях.

При наличии в разрезе солей кристаллогидратов (бишофит 2[Mg2Cl2*6Н2О], карналлит [KMgCl3*6Н2О)] необходимые плотности буровых растворов для исключения их течения, как показывают расчеты, могут превышать 2000 кг/м3 [30]. Однако, учитывая их высокую растворимость и ограниченность толщин, риски аварий на стадии бурения носят опосредованный характер, так как наличие каверны в интервале их залегания может привести к нарушению проходимости в колонне за счет погиба обсадных труб после крепления при односторонней модели нагружения.

При вскрытии пластов, представленных кристаллогидратами, для исключения односторонней модели нагружения, учитывая, как правило, их небольшую толщину, они подлежат купажу без утяжеления бурового раствора, используемого для вскрытия солей галогенной природы при термобарических условиях скважины.

Для исключения односторонней модели нагружения на обсадные трубы и погиба их после крепления скважин в хемогенных отложениях предложены способы обеспечения гидростатической модели нагружения при проявлении горного давления.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненные автором исследования и промысловая апробация разработанных методов обеспечения совместимых интервалов бурения позволили разработать более 25 проектов на строительство параметрических и поисковых скважин глубиной от 5500 м до 7000 м в горно-геологических условиях первой категории сложности, бурение по которым обеспечило достижение проектных глубин.

Разработанные технологии профилактики и ликвидации осложнений позволили снизить материалоемкость конструкций, обеспечить выполнение геологических задач при бурении поисковых скважин и достижение их эксплуатационной надежности.

В эксплуатационном бурении массового строительства скважин на Карачаганакском газоконденсатном месторождении глубиной 5350 м обеспечили высокие технико-экономические показатели строительства более 212 скважин.

При строительстве горизонтальных эксплуатационных скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении удалось минимизировать риски невыполнения задач проектов разработки и повреждения продуктивности формаций.

Выполненные исследования автора и накопленный опыт проектирования строительства скважин в горно-геологических условиях первой категории сложности позволили разработать новые основные технические решения проектирования и строительства скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении, предполагающие снижение металлоемкости конструкций вертикальных скважин на 111 тн и возможность продолжения разработки месторождения горизонтальными участками стволов.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОТРАЖЕНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1. Горонович С.Н., Жидков В.А. Научное и проектное обеспечение массового строительства скважин в Прикаспийской нефтегазовой провинции. /Научно-технический журнал «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе» – М.: ОАО ВНИИОЭНГ, № 7, 2002.

  1. Горонович С.Н., Степанов В.Н., Ефимов А.В. Расчет параметров зон поглощения буровых растворов. /Научно-технический журнал «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе». – М.: ОАО «ВНИИОНГ», № 6, 2006. - С. 10 - 12.
  2. Спивак А.И., Мавлютов М.Р., Горонович С.Н. «Инструкция по предупреждению и ликвидации поглощений в порово-трещинных карбонатных коллекторах при вскрытии газоносных отложений большой толщины». Мингазпром СССР, РД 51-128-97. – Уфа: УНИ, 1987.
  3. Спивак А.И., Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Горонович С.Н. и др. Руководящий нормативный документ РД 51-111-86 «Инструкция по технологии управляемой кольматации проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин.
    – Москва, Мингазпром, 1986.
  4. Спивак А.И., Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Горонович С.Н. и др. Методы оперативного контроля и управления состоянием призабойной зоны пластов при вскрытии продуктивных отложений на Оренбургском и Карачаганакском газоконденсатных месторождениях. /Стандарт объединения, СТО 0159014-19-85. - Уфа: УНИ, 1985.
  5. Игнатьев Н.И., Мухаметов М.Г., Горонович С.Н., Зарипов С.З. Вспученный вермикулит – облегчающая добавка и наполнитель к глинистому раствору. - М.: Газовая промышленность, № 7, 1975.
  6. Горонович С.Н., Степанов В.Н., Ефимов А.В. Ликвидация поглощения буровых растворов с использованием наполнителей. – М.: ООО «БУРНЕФТЬ», Специализированный журнал «Бурение & Нефть», июнь 2005. - С. 12-14.
  7. Горонович С.Н., Селиханович А.М. Изоляция зон поглощения буровых растворов в порово-трещинных карбонатных коллекторах./Юбилейный сборник научных трудов ООО «Волго-УралНИПИгаз». – Оренбург: ИПК «Газпромпечать», 2002. – С. 146
  8. Горонович С.Н., Рудницкий А.В., Селиханович А.М. и др. Способ изоляции зон поглощения. Авторское свидетельство № 2030562, 1992.
  9. Данюшевский В.С., Джабаров К.А., Горонович С.Н. и др. Состав для изоляции зон поглощения. Авторское свидетельство № 1154436. БИ № 17, 1985.
  10. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов А. В. Расчет радиуса изоляционных экранов при ликвидации зон поглощения буровых растворов. /Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, № 6, 2005. – С. 29 -32.
  11. Патент 2277574 РФ. МПК С09К 8/467 (2006.01). Способ изоляции зон поглощений. /Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов А.В. и др. Заявка: от 27.10. 2004, опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.
  12. Горонович С.Н., Олейников А.Н., Селиханович А.М. и др. Способ изоляции зон поглощения. Патент Рф № 2106476, 1998.
  13. Ситков Б.П., Горонович С.Н., Мухаметов М.Г. Технология бурения и крепления скважин в условиях рапопроявления на Оренбургском газоконденсатном месторождении. ЭИ, сер: «Геология. Бурение и разработка газовых месторождений», ВНИИЭгазпром, - М.: 1980, № 21.
  14. Горонович С.Н., Ефимов А.В., Мязин О.Г., Степанов В.Н. Расчет пластового давления зон рапопроявления при межпластовых перетоках в стволе скважины. /Научно-технический журнал «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе». – М.: ОАО «ВНИИОНГ», № 6, 2006. - С. 5 - 9.
  15. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф. Крепление скважин в Прикаспийской нефтегазовой провинции. //Юбилейный сборник трудов «ВолгоУралНИПИгаз». – Оренбург: ИПК «Газпромпечать», 2002. – С. 54-56.
  16. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов А.В. Расширяющие тампонажные составы для условий нормальных и умеренных температур. //Научно-технический журнал «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе». – М.: ОАО «ВНИИОНГ», № 6, 2006. - С. 23 - 26.
  17. Горонович С.Н. Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов А.В. Крепление скважин в условиях хемогенных отложений. – М.: Нефтяное хозяйство, № 4, 2006 г. – С. 102-104.
  18. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов А.В. Технология изоляции зоны рапогазопроявления. ООО «БУРНЕФТЬ», Специализированный журнал «Бурение & Нефть», 07/08. 2006г.
  19. Спивак А.И., Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Горонович С.Н. и др. Руководящий нормативный документ РД 51-111-86 «Инструкция по технологии управляемой кольматации проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин.» – Москва, Мингазпром, 1986.
  20. Горонович С.Н., Будько А.В., П.В. Овчинников, А.П. Рябов. Технология вскрытия продуктивных отложений Оренбургского НГКМ с применением метода химической кольматации.//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ № 3. – Тюменский Государственный университет.
  21. Горонович С.Н., Поляков В.Н., Мавлютов М.Р. и др. Способ изоляции пластов. А.С. № 4206032, декабрь 1987.
  22. Патент РФ 2213203 Е 21 В 33/138. Способ уплотнения крепи газовых скважин / Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф. и др. (РФ). - № 2001130222/20; заявл. 08.11.01; опубл. 27.09.03. Бюл. № 7.
  23. Горонович С.Н., Галян Д.А., Кулагина Н.П. Тепловые аномалии геологических разрезов Предуральского краевого прогиба. /НТС «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», 2006. № 3-4. С. 35-40.
  24. Горонович С.Н., Галян Д.А., Кулагина Н.П., Цыцымушкин П.Ф. Способ вскрытия терригенного комплекса пород в условиях проявления термоаномалии. НТЖ «Нефтепромысловое дело», - М: ВНИИОЭНГ, 2007. № 9. С. 23-25.
  25. Горонович С.Н., Галян Д.А. К вопросу вскрытия хемогенных отложений на Восточно-Песчаной и Песчаной площадях в условиях интервальной их неоднородности /Материалы НТС ОАО «Газпром» «Пути повышения эффективности и качества строительства скважин. – Тюмень, сентябрь 2003 года. – М.: ИРЦ Газпром, 2003. - С. 65-72.

27. Горонович С.Н., Галян Д.А., Чадина Н.П. и д.р. Планирование систем буровых растворов при строительстве сверхглубоких параметрических и поисковых скважин Южной Зоны Оренбургской области. НТС: «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых, газоконденсатных месторождений», М.: ООО «ИРЦ «Газпром», 1988. Вып.12. С. 16-20.

  1. Регулирование ионнообменных процессов при разбуривании терригенно-хемогенного комплекса пород. – М.: Газовая промышленность № 10, 2002. – С. 77-78.
  2. Горонович С.Н., Галян Д.А., Чадина Н.П. и др. Планирование систем буровых растворов при строительстве сверхглубоких параметрических и поисковых скважин южной зоны Оренбургской области и методы их оперативной корректировки. // РНТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», № 6. – М.: 1999. – С. 11-16.
  3. Горонович С.Н., Степанов В.Н., Ефимов А.В. и др. Технологические аспекты строительства сверхглубоких скважин в условиях хемогенных отложений. /Нефтяное хозяйство № 4. - М.: ЗАО «Издательство Нефтяное хозяйство», 2006. - С. 102-104.
  4. Горонович С.Н. Устойчивость ствола скважины при бурении галогенных пород./ Нефтяное хозяйство № 2. - М.: ЗАО «Издательство Нефтяное хозяйство», 2008.
  5. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Мязин О.Г. и др. Крепление скважин в условиях хемогенных отложений. - Нефтяное хозяйство, 2006, № 4, - С.

33. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов А.В. и др. Состав для изоляции зон поглощений. Патент РФ на изобретение №2373251,

БИ № 32, 2009 г

34. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Мязин О.Г., Ефимов А.В. Ликвидация катастрофического поглощения в горизонтальном участке ствола скважины при вскрытии продуктивных отложений большой толщины.

Специализированный журнал «Бурение и нефть», - М.: ООО «Бурнефть», 2009. № 07-08. С. 40-43.

35. Горонович С.Н., Степанов В.Н., Ефимов А.В. Генезис коллекторов рапы и условия их тампонажа при строительстве скважин в Оренбургской области. НТЖ «Защита окружающей среды в нефтегазовом комп

Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 ||
 





 
© 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.