Ответы гэк геология нефти и газа
 Скачать 1.41 Mb.
|
|
6.3. ОСЛОЖНЕНИЯ, СВЯЗАННЫЕ С ТЕПЛОВЫМ ВЗАИМОДЕЙСТВИЕМ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ И ММП Бурящаяся скважина вступает с окружающи ми мерзлыми породами не только в физико-химическое вза имодействие. Чаще наиболее мощным фактором, влияющим на устойчивость стенок ствола скважины в ММП. является тепловое воздействие скважинного флюида на состояние мерзлой породы. Имеющий обычно положительную температуру буровой раствор расплавляет лед в примыкающих к скважине ММП. в результате чего связность частиц породы друг с другом на рушается, стенка скважины теряет устойчивость и разруша ется под действием несбалансированного горного давления и эрозии движущейся промывочной жидкостью. Практикой установлено: чем выше температура бурового промывочного раствора, тем интенсивнее процесс каверно образования. осыпи, обвалы, поглощения при проходке ММП. Развитию этих нежелательных процессов способству ют большая продолжительность бурения в ММП, высокая интенсивность промывки скважины и степень турбулентности восходящего потока бурового раствора. Проблемы сооружения скважин в районах распростране ния МММ порой не прекращаются после их закрепления ко лонной (кондуктором). При длительных остановках или при использовании охлажденных ниже О ’С буровых растворов происходит обратное промерзание растепленных скважиной ММП и бурового раствора, находящегося в кавернах. В ре зультате промерзания и связанного с ним увеличения объема промерзающего материала с водой возникает огромное, не равномерное но периметру внешнее давление на обсадные трубы, приводящее в ряде случаев к их слому. Горные породы, слагающие разрез скважины ниже рас пространения ММП, имеют положительную температуру, увеличивающуюся по мере углубления забоя. На глубине 3000 м температура горных пород может достигать 80 ЮО’С (газовое месторождение Уренгой в РФ, месторождение Прад- хо-Бей на Аляске). Естественно, что нагретый на этой глуби не циркулирующий буровой раствор будет нагревать прист вольную зону ММП за кондуктором и растоплять ее. Так. после закрепления ММП обсадной колонной она может под вергаться многократному растеплению и промерзанию. Веро ятно поэтому отмечаются как случаи повреждения кондукто ров, так и случаи проседания их в глубь скважины. Решение проблемы осложнений, возникающих в результа те растепления околоствольной зоны ММП. состоит, с одной стороны, в учете этого явления при выборе прочностных ха рактеристик обсадных колонн при расчеге их на смятие внешним давлением, а с другой - в предотвращении этого явления путем регулирования температуры нагнетаемого в скважину бурового раствора до значений, близких к темпе ратуре плавления льда, скрепляющего частицы ММП. Исследователи, занимающиеся проблемами бурения сква жин в Заполярье, единодушно отмечают, что необходимо применять в комплексе рекомендации по предупреждению кавернообраэований. сущность которых сводится к следую щему: во-первых, использовать для бурения ММП охлажден ные до температуры плавления .льда буровые растворы; во- вторых. свести к минимуму способность буровых растворов растворять лед в-третьих, соблюдать умеренные скорости циркуляции бурового промывочного раствора в кольцевом пространстве скважины.
Из всего многообразия промывочных агентов, используемых при бурении скважин, наилучшими с позиций предотвращения деградации ММП (в соответствии с общими требованиями, предъявляемыми к ним при проходке ММП) являются осушенный воздух и пена. Сжатый воздух не замерзает при бурении в мерзлых по* родах, не отфильтровывает жидкость в норы мерзлоты, об ладает низкой удельной теплоемкостью и поэтому считается наиболее предпочтительным промывочным агентом при бу рении в ММП. Необходимые для очистки скважины массовые расходы воздуха обычно в 15-25 раз, а теплоемкость в 4 раза мень ше, чем для промывочной жидкости Энтальпия воздуха при одной и той же начальной температуре в 60- 100 раз меньше энтальпии промывочной жидкости. Это существенно умень шает опасность осложнений, связанных с протаиванием мерз лых пород. Воздух значительно эффект ивнее солевого раство ра. который, хотя и не замерзает в скважине, легко может нарушить естественное агрегатное состояние мерзлых пород. Сжатый воздух, снижая опасность и остроту осложнений, связанных с протаиванием пород, не устраняет эти осложне ния полностью На выходе из компрессора он имеет повы шенную температуру (70-80’С), в результате чего отмечались случаи протаиванни мерзлоты и возникали осложнения. Имеются специфические осложнения, связанные с выпаде нием конденсата из воздуха: слипание частиц шлама, образо вание сальников, намерзание конденсата в соединениях, уменьшение проходных сечений, прихваты и др. Результаты расчетов показывают, что даже при глубинах до 100 - 200 м температура в скважине резко изменяется, и тем больше, чем сильнее начальная температура воздуха от личается от температуры пород в большую или меньшую сторону. Причина в том. что воздух несет малый запас холо да или теплоты и быстро приобретает с глубиной температу ру, близкую к температуре пород. Этот процесс протекает тем быстрее, чем меньше расход воздуха и интенсивнее теп лообмен. При малом расходе воздуха, высоких скоростях его движения температура в скважине уже на глубине 50-70 м становится равной температуре пород независимо от началь ной температуры воздуха. Наиболее неблагоприятны условия бурения по мерзлым породам при высоких начальных температурах воздуха и больших его расходах. При этом по всему стволу может со храняться положительная температура, что ведет к осложне ниям. При малых расходах высокая температура воздуха с глубиной перестает играть отрицательную роль. Во всех случаях бурения с продувкой температура воздуха резко возрастает у забоя скважины под действием теплоты, отбираемой от породоразрушающего инструмента. При на чальной температуре воздуха, близкой к температуре пород, ее распределение но скважине определяется теплотой, гене рируемой на забое. Поступающий в скважину от компрессора теплый сжатый воздух при движении по скважине охлаждается, что вызыва ет выпадение конденсата в бурильных трубах и кольцевом пространстве. Предварительно охлажденный и осушенный сжатый воздух может лишь поглощать влагу в призабойной зоне и кольцевом канале, где он контактирует с породами, содержащими влагу в жидкой или твердой фазе. При этом полностью устраняются выпадение конденсата и все связан ные с ним осложнения. Нагревающийся при движении по скважине охлажденный воздух осушает ее. Для нормализации температуры в скважине при бурении с продувкой в мерзлых породах необходимо использовать эф фективную систему принудительного охлаждения и осушения сжатого воздуха. Газожидкостные системы, используемые при бурении как промывочные агенты, делятся на аэрированные жидкости, туманы и пены. Пены - это, как правило, многофазные дисперсные системы, где дисперсионной средой служит жид кость, а дисперсной фазой -газ, который составляет до 99% объема системы. Пузырьки газа разделены тонкими пленка ми воды. В аэрированных жидкостях концентрация газа значительно ниже, его пузырьки, имеющие сферическую форму, не контактируют между собой. Степень аэрации жидкости х определяется отношением расходов газа V!., и жидкости V при атмосферном давлении, т.е. х = VJV. При х < 60 дисперсная система - аэрированная жидкость, при х - 60+300 - пена. Существенные технологические преимущества систем жидкость - газ обусловливаются следующим. Присутствие газовой фазы способствует снижению в широком диапазоне гидростатического давления столба промывочного агента, обеспечивает лучшие условия удаления из скважины шлама и т.д. Жидкая фаза, содержащая поверхностно-активные веще ства (ПАВ), химические реагенты (КМЦ, гипан и др.), глино- порошок, смазывающие, ингибирующие, противоморозные и прочие добавки, позволяющие управлять технологическими свойствами пен, определяет их большую эффективность в осложненных условиях, чем многих других промывочных areifTOB. Газожидкостные системы широко применяются при буре нии скважин на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые во многих странах мира в самых разнообразных геолого-технических условиях. В настоящее время быстро распространяется применение пен, в результате чего резко сокращается число осложнений, особенно прихватов бурово го инструме»гга при бурении скважин. Отмечается снижение затрат энергии, расхода дизельного топлива до 30 % но срав нению с продувкой скважин сжатым воздухом, а также почти вдвое меньшие эксплуатационные расходы при буре нии многолетнемерзлых пород. Пены обладают высокой не сущей и выносной способностью при малой скорости восхо дящего потока в затрубном пространстве - почти в 10 раз меньшей, чем при бурении скважин с продувкой сжатым воздухом. Успех проходки зон поглощений с пеной определяется кольматирующим эффектом, в десятки раз меньшим по сравнению с водой давлением столба пены на и,ласт. При ис пользовании пен для проходки поглощающих пород расход глины сокращается в 5 — 6 раз, многократно снижается и расход воды, что имеет важное значение для районов Край него Севера, особенно в зимних условиях. Гидрофобность сухих пен позволяет использовать их для бурения в глинис тых породах, способных к обрушению при взаимодействии с водой. Применение иен обеспечивает минимальное загрязне ние окружающей среды. Ис пользование пен обеспечило получение керна в полном объ еме, привело к сокращению транспортных расходов вследст вие меньшего объема потребления воды, глинопорошка и химических реагентов, способствовало улучшению условий проведения работ с точки зрения экологов. В последние годы в отечественной и зарубежной практике бурения скважин на нефть и газ для получения пен все чаще используется азот. Газ инертен, не горюч, содержание его в атмосфере 78%. На буровые азот доставляют в сжиженном Blue в специальных контейнерах. При его вводе в промывоч ную жидкость образуется пена. Содержание азота в промы вочных жидкостях изменяют от 50 до 95 % в зависимости от решаемой технологической задачи. Для придания стабильнос ти в состав пен вводят ПАВ. При вводе азота до 65 % промы вочная жидкость имеет низкую вязкость, при 85% и более пена с трудом закачивается в скважину насосом, при увели чении содержания азота выше 96% образуется туман. Такие системы позволяют успешно проходить зоны поглощений в трещиноватых и пористых породах, предотвращают обрушение пород и сокращают время вызова притока из продуктивных пластов В этих условиях применение даже пресных растворов имеет свои особенности, определяемые в первую очередь климатическими ( низкие температуры окружающего воздуха), организационными( дальность перевозок, длительность хранения материалов, трудность водоснабжения и др.) а также экономическими показателями ( повышенная стоимость используемых материалов и др.). В настоящее время для получения низкотемпературостойких полимерглинистых растворов при бурении скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород в качестве противоморозных добавок в основном используют электролиты NaCl, KCl и реже CaCl2. Однако получение стабильных глинистых растворов с этими добавками чрезвычайно затруднено. Такие растворы, как правило, нестабильны, легко разделяются на твердуюи жидкую фазу. С целью улучшения свойств получаемых растворов в качестве противоморозных добавок были испытаны Na2Br4O7, Na2CO3 и Na2NO2. Во всех случаях в качестве полимерного реагента-стабилизатора использовали КМЦ-500, в растворах применялся глинопорошок 1-го сорта ильского завода «Утяжелитель». Низкие температуростойкие растворы ПАА могут быть получены при введении в них солей NaCl или KCl. Вязкие полимеркалиевые растворы могут быть реомендованы для бурения мерзлых гравийных отложений. Полимеркалиевые растворы рационально также применять при бурении мерзлых глинистых пород.
Температура окружающей среды определяет в основном выбор того или иного типа тампонажного материала, а ее химический состав (наличие кислых газов, хорошо растворимых солей и т.п.), перепад температур, пластовое давление, - выбор рецептуры тампонажного раствора. При строительстве скважин в зонах распространения ММП применение обычных тампонажных материалов не обеспечивает надежного крепления обсадных колонн и разобщения пластов, так как в этих специфических условиях они характеризуются замедленным твердением, что крайне неблагоприятно отражается на технологических свойствах цементного камня. Отечественная нефтегазодобывающая промышленность в настоящее время не располагает серийно выпускаемыми тампо-нажными материалами. В практике строительства скважин на месторождениях Крайнего Севера Западной Сибири применяются обычные тампо-нажные портландцемента модифицированные добавками электролитов и поверхностно-активных веществ. В работах указывается, что для качественного цементирования обсадных колонн в криоли-тозоне необходимо предъявлять к тампонажным материалам специфические технические требования:
Интервал I - от основания кондуктора до подошвы неустойчивых при растеплении мерзлых горных пород. За счет там-понажного камня, сформированного в этом интервале, в основном достигается удержание кондуктора и герметичность его затрубного пространства. Интервал II - от подошвы неустойчивых при растеплении мерзлых горных пород до устья скважины. Он полагает, что образование здесь даже высококачественного тампонажного камня не может гарантировать ни удержание кондуктора, ни герметичности его затрубного пространства. Поэтому основное назначение тампонажного раствора в этом интервале - полное вытеснение буровой промывочной жидкости из заколонного пространства, а цементного камня -препятствовать перемещению по заколонному пространству растепленных мерзлых горных пород, предотвращая образование каверн и приустьевых провалов. Разработка нефтяных и газовых месторождений
Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата. Исходя из физических особенностей этих УВ наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8. В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлечен ной на поверхность - Qизвл. к балансовым запасам нефти залежи Qбал. КИН = Оизвл/ Q6ал.(46) Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки текущим. Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН: · статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами; · покоэффициентный, основанный на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки; Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов - вытеснения (Квыт), охвата процессом вытеснения (Кохв)и заводнения (Кзав): КИН = КвытКохв. Кзав. (47) Коэффициент вытеснения это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть с помощью данного рабочего агента. Коэффициент охватаКохв это отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. Кохв можно рассчитать по картам распространения коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статистических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными залежами нефти. Коэффициент заводненияКзав. характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надежных методов расчета Кзав не создано. Капиллярное давление — это перепад давлений на границе раздела двух несмешивающихся жидкостей, одна из которых смачивает поверхность породы лучше другой. Уравнения капиллярного давления для такой системы записывается в виде:  где рк — капиллярное давление, Па; σнв — поверхностное натяжение на границе нефть-вода, Н/м; θ — угол смачивания, град; r — радиус капилляра (пор), м. Из уравнения следует, что капиллярное давление: прямо пропорционально межфазному натяжению; обратно пропорционально радиусу капилляра (т.е. силы капиллярного давления выше в капиллярах (порах) меньшего радиуса); заставляет смачивающие жидкости пропитывать более мелкие поры, а не смачивающие — более крупные. Уравнение Лапласа
Функция U называется гармонической в области T, если она непрерывна в этой области вместе со своими производными до 2-го порядка и удовлетворяет уравнению Лапласа. |
