ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

гаться рассредоточено но площади и должны быть окружены добывающими скважинами для уменьшения эффекта интерференции.

Более совершенной системой воздействия на неоднородные пласты является очаговое заводнение, основанное на интенсификации закачки воды в зонах слабого воздействия на залежь. Вода закачивается, как правило, в скважины, переведенные в нагнетательные из добывающих. Организация очагового заводнения как способа регулирования процесса разработки позволяет изменять направления фильтрационных потоков и градиентов пластового давления между линиями нагнетания и отбора жидкостей, тем самым довытеснять нефть из слабопроницаемых зон пласта. Результаты промышленного применения очагового заводнения с одновременным повышением давления нагнетания на Ромашкинском, Ново-Елховском месторождениях Республики Татарстан показали, что в условиях послойной и зональной неоднородности, а также прерывистости продуктивных пластов этот метод позволяет значительно повышать коэффициент нефтеотдачи за счет увеличения коэффициента охвата пластов воздействием, является эффективным средством вовлечения в активную разработку относительно малопродуктивных коллекторов.

Большая практика разработки нефтяных месторождений УралоПоволжья, Западной Сибири и других районов показала, что неравномерность процесса заводнения и неполная выработка запасов объясняется сложностью геологического строения продуктивного пласта, трудностью регулирования разработки неоднородных коллекторов, а также отсутствием радикальных способов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты.

Определенного увеличения охвата малопроницаемых пластов заводнением при совместной разработке нескольких продуктивных пластов можно добиться путем формирования объектов самостоятельной эксплуатации, путем избирательного включения в них пластов со сходными коллекторскими свойствами. Осуществление этого принципа при выборе объектов разработки на Ромашкинском месторождении позволило значительно увеличить охват малопроницаемых алевролитов заводнением. Однако сходство характеристик пластов, объединяемых в один аксплуатационный объект, не является достаточным условием равномерной выработки запасов нефти из каждого пласта.

Таким образом, полный охват неоднородных пластов заводнением практически невозможен только лишь путем изменения системы заводнения, включая и нестационарное заводнение. С усилением гео-лого- физичсской неоднородности разрабатываемых пластов и повышением вязкости нефти эффективность заводнения снижается. Нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках и зонах. В табл. 1 приведены условия применения гидродинамических мето-

151

дов регулирования охвата неоднородных пластов воздействием при заводнении. Как видно из приведенной таблицы и результатов краткого обзора, гидродинамические методы регулирования охвата пластов воздействием применимы лишь при определенных геолого-физических и технологических условиях, то есть не обладают универсальностью и не обеспечивают полный охват неоднородного пласта воздействием в условиях высокой обводненности добываемой жидкости.

Таблица 1

Условия применения гидродинамических методов регулирования разработки при заводнении

Как показано выше, полного охвата пластов воздействием не достигается даже при использовании современных методов регулирования заводнением: циклическое воздействие, изменение направления фильтрационных потоков, повышение давления нагнетания и форсирование отборов жидкости, а также применение методов увеличения коэффициента вытес-

152

нения нефти. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважину является одной из наиболее важных проблем дальнейшего совершенствования процессов разработки нефтяных месторождений.

Следовательно, одним из главных условий дальнейшего повышения нефтеотдачи при стационарном режиме заводнения является ограничение движения воды по пластам (прослоям) с относительно низким фильтрационным сопротивлением.

Приоритеты должны быть отданы тем методам, которые, наряду с высокой эффективностью, обеспечивают максимальную сохранность коллекторских свойств нефтяного пласта и не влияют отрицательно на процессы внутрипромыслового транспорта и подготовки нефти.

Список литературы

1.«Нефтепромысловое дело» 1/2001.

2.Персиянцев М.Н., Кабиров М.М., Лепченкова Л.Е. «Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов.». Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1999.

3.Мищенко И. Т., Кондратюк А. Т. «Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами»— М.: Нефть и газ, 1996.

ЗАВИСИМОСТЬ ПОВЕДЕНИЯ СТВОЛА ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА

Нго Тхань Тхао, Минаев К.М., Томский политехнический университет, г. Томск

Введение

Принято считать, что температура бурового раствора оказывает непосредственное влияние на поведение пород на стенке скважины. Среди других эффектов главным является развитие термических напряжений. Теоретическое приложение термических напряжений к изучению устойчивости ствола скважины показало, что в определенных условиях этот эффект может стать определяющим.

Температура бурового раствора и поведение ствола скважины

В настоящее время показатели бурения достигаются благодаря регулированию нескольких характеристик бурового раствора, а именно:

-Плотности, которая определяет давление в скважине;

-Вязкости, обеспечивающей хорошую очистку забоя;

-Показателя фильтрации и химического состава, которые способствуют стабильности бурового раствора и ограничиваются загрязнение пласта.

Кроме вышесказанных параметров, температура бурового раствора может оказывать непосредственное влияние на поведение ствола скважины в глубокой скважине. Другими словами, температуру бурового раство-

153

ра можно рассматривать как параметр первого порядка, оказывающий влияние на режим бурения.

Влияние изменения температуры на поведение пород на стенке ствола скважины можно объяснить несколькими факторами:

1.Изменение температуры вызывает изменение свойств породы жесткости, прочности, ударной вязкости. Под воздействием градиента температуры вокруг ствола скважины происходит осесимметричное изменение жесткости породы. В результате протекает изменение распределения напряжения в прискважинной зоне пласта, что ведет к ограничению зависящей от напряжения жесткости породы. Охлаждение последней может привести к формированию зоны повышенной жесткости

устенки ствола, где в результате концентрации напряжения порода становится более напряженной. Тем не менее, в результате охлаждения прочность материала повышается.

2.Циклические вариации температуры во время бурения способствуют изменению свойств породы.

3.Неравномерное распределение температуры вокруг ствола, т.е. осесимметричный градиент температуры, повышает термические напряжения.

4.Изменение температуры и связанное с ним изменение объема скелета пористой среды и насыщающих её флюидов влияют на поровое давление. Этот совместный эффект, зависящий от типа породы, не так уж мал, и пренебрегать им нельзя.

5.Характер набухания глинистых пород, как установлено, зависит от температуры. Чем больше нагрета порода, тем важнее этот эффект.

6.Во время эксплуатации скважины температура пласта может изменяться, например, в результате закачки воды. Эти изменения могут быть значительными и способствуют развитию термических напряжений

вмасштабе всего коллектора. Это в свою очередь изменяет поведение стенок скважины, хотя непосредственно с температурой бурового раствора и не связано.

Наряду с эффектом изменения жесткости пластовой породы, который не очень важен в диапазоне вариаций температуры в ходе нормальных буровых операций, все другие эффекты проявляют одинаковую тенденцию, охлаждение породы способствует снижению уровня напряжений на стенке скважины. В зависимости от первоначального напряженного состояния породы, а также от степени изменения результирующий эффект на устойчивость ствола может быть или положительным, или отрицательным. Это положение обсуждается через термомеханический эффект при упрощающих допущениях, что изменение температуры не влияет ни на свойства породы, ни на поровое давление.

154

На протяжении своего движения восходящий поток раствора (в кольцевом пространстве) отдает тепло нисходящему потоку, а начиная с некоторой глубины - и стенкам скважины; до этой глубины (на которой температура бурового раствора равна температуре стенок скважины) восходящий поток получает тепло от стенок скважины. Таким образом, циркулирующий раствор при движении от забоя до указанной глубины нагревается, а при движении от указанной глубины до устья скважины охлаждается.

Расчет распределения температур бурового раствора и стенок скважины во время бурения достаточно сложен. Этот вопрос послужил предметом многочисленных работ с использованием числовых расчетов. Однако их практическое применение чаще проблематично.

Температура на забое скважины после нескольких циклов циркуля-

ции:

где Т0 – температура нейтрального слоя Земли, [0C], Tпл – известная температура на глубинеНпл, [0C].

Температура выходящего из скважины потока:

Температура бурового раствора, закачиваемого в бурильную колонну (температура нисходящего потока на входе в бурильную колонну)

где ∆Твыход – уменьшение температуры раствора в наземной циркуляционной системе, зависящее от температуры атмосферы и конструкции этой системы и равное 7°С

Средняя температура в скважине:

Температура циркулирующего бурового раствора на любой глубине h в скважине можно вычислить и по формуле:

где δгео – геотермический градиент – прирост геостатической температуры пород на каждый метр глубины залегания породы, [0С/м]

Очевидно, что температура бурового раствора зависит от многих факторов: глубины, диаметров скважины, обсадных и бурильных труб, геотермического градиента, расхода бурового раствора, типа породоразрушающего инструмента, и также различных теплофизических свойств. Для расчёта температуры бурового раствора в процессе промывки забоя большинство исследователей употребляют следующие методы: графический, аналитический и эмпирический.

Распределение напряжений на стенке скважины в результате изменения температуры может выражаться в следующей формуле:

155

где α – коэффициент линейного теплового расширения [ 0C-1 ]; ∆T – перепад температуры между стенкой ствола скважины и отдаленной областью пласта; Е и ν – коэффициенты упругости материала.

Для известняка были определены следующие характеристики упругости:

Оцененное охлаждение ствола на 200С дает снижение тангенциального напряжения на 10 МПа.

Роль тепловых эффектов в обеспечении устойчивости ствола существенна во всех скважинах. Тепловые эффекты, следовательно, необходимо учитывать при анализе осложнений в пробуренных скважинах, исходя из чего, должна вырабатываться стратегия последующего бурения.

Тепловые эффекты особенно важно учитывать в таких случаях, как:

-интервалы бурения на небольшой глубине, когда сравнительно важным может оказаться нагрев;

-отсутствие глинистой корки, небольшой угол трения и высокие значения модуля Юнга, которые характерны для глинистых пород.

Наряду с признанием факта существования этого явления интересно рассмотреть температуру в качестве регулируемого параметра. На температуру бурового раствора могут влиять его тип, расход и потери давления, однако наиболее эффективным способом её снижения является охлаждение бурового раствора на поверхности. Выход из скважины бурового раствора на поверхность может привести к снижению эффекта нагрева верхней части ствола, уменьшению температуры на забое во время бурения и даже способствовать большей продолжительности периода отсутствия циркуляции бурового раствора без полного восстановления температуры в скважине.

Заключение

Поведение пород на стенках скважины можно объяснить развитием

термических напряжений. Температуру бурового раствора следует рассматривать как важнейший параметр, определяющий режим бурения, которую частично можно регулировать. Необходимо не только понимать и объяснять последствия тепловых эффектов, но и учитывать их в проектах бурения.

Список литературы

1.Рязанов Я. А. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург: издательство «Летопись», 2005г. – 664 с.

2.Чубик П.С. Квалиметрия буровых промывочных жидкостей. – Томск:

Изд-во НТЛ, 1999. – 300 с.

156

3. Овчинников В.П., Аксенова Н.А. Буровые промывочные жидкости: Учебное пособие для вузов. – Тюмень: Изд-во Экспресс, 2008. – 309 с.

РЕЦЕПТУРЫ ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ, КОМПЕНСИРУЮЩИХ ТЕМПЕРАТУРНУЮ ДЕФОРМАЦИЮ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В ПЕРИОД ОЗЦ В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНИХ МЕРЗЛЫХ ПОРОД

Долуденко А.В., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Наличие больших интервалов многолетнемерзлых пород в большинстве разрезов газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера Тюменской области предопределяет специфические требования к тампонажным растворам для крепления обсадных колонн. Это относится не только к системам для цементирования кондуктора, являющегося основной колонной, в совокупности с цементным кольцом, изолирующей массив ММП от ствола скважины, но и к растворам для цементирования эксплуатационных колонн. Причем характер влияния массива ММП (мощностью 350-400 м с температурой до минус 5 С) на процессы твердения тампонажных растворов, размещаемых за кондуктором и эксплуатационной колонной, различен.

Очевидно, что наиболее неблагоприятные условия формирования камня с достаточной несущей способностью и прочным контактом с мерзлыми породами и обсадными трубами создаются после цементирования кондуктора К моменту начала цементирования кондуктора в скважине закономерно формируется режим низких температур, отрицательно сказывающийся на скорости твердения тампонажных растворов. Температура неподвижного слоя бурового

раствора на стенке скважины составляет около 0 С, а температура основной части раствора в скважине может снижаться до 8-10 С в зависимости от температуры закачиваемого раствора и длительности подготовительно-заключительных работ к цементированию.

Частично отрицательное влияние указанного режима компенсируется тем, что температура размещаемого в кольцевом пространстве тампонажного раствора, как правило, выше температуры вытесняемого бурового раствора вследствие имеющих место реакций гидратации при затворении тампонажных смесей на основе портландцементов водой, растворами солей хлоридов натрия или кальция. В зависимости от исходной температуры сухого цемента, жидкости затворения, состава жидкости затворения начальная температура тампонажных растворов при закачке в скважину, по данным записей станции контроля цементирования филиала «Центр цементирования скважин» ООО «Газпром бурение», составляет от 18 до 23 С. Как

157

правило, более высокая температура затворяемого тампонажного раствора наблюдается в зимний период, когда осуществляется подогрев жидкости

затворения (не более 30 С), а наименьшая – в случае выполнения работ по цементированию в летний и переходной летне-осенний периоды.

Таким образом, на момент окончания цементирования кондуктора создаются условия, когда температура самого тампонажного раствора и продавочной жидкости в колонне являются вполне достаточными для быстрого формирования камня, в то время как вмещающая раствор среда (массив ММП) характеризуется значительно более низкой температурой и в результате теплопоглощения замедляет скорость гидратации вяжущего и твердение раствора. Соответственно, твердение раствора происходит в условиях постепенного снижения его температуры до нулевых значений на стенке скважины и 10-15 С со стороны обсадной колонны.

Кроме того для получения прочного контакта тампонажного камня с обсадными трубами межколонного пространства (интервал ММП) в сеноманских скважинах необходимо учитывать возможность осевой и радиальной деформации колонны в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) вследствие ее охлаждения 1 .

Анализ промысловых данных показывает, что в большинстве случаев интенсивное охлаждение и соответственно возникновение дополнительных осевых нагрузок в верхней части колонны происходит в период первых 8-12 час ОЗЦ при затвердевшем цементном камне.

В связи с этим следует применять облегченные тампонажные растворы во-первых с пониженной температурой для снижения до минимума разности температур колонны и массива ММП, а во-вторых – со сроками структурирования и начала формирования камня, превышающими сроки основных температурных деформационных изменений эксплутационной колонны.

Тампонажные системы с короткими сроками твердения, не совпадающими по времени с процессом интенсивного охлаждения колонны, в большинстве случаев не способны сохранить первоначально сформированный в ранний период контакт камня при температурной деформации колонны по длине и диаметру. Если с точки зрения несущей способности такой нарушенный контакт и является достаточным, то для обеспечения герметичности по газу требуется значительно более высокая характеристика по прочности сцепления даже при условии однородного заполнения кольцевого пространства 2 .

Тампонажные растворы, компенсирующие температурную деформацию колонны благодаря сохранению на более длительное время свойств пластичности (не менее 12 ч), должны в последующее время формировать камень, характеризующийся повышенной скоростью набора прочности на сжатие и сцепление с металлом. К моменту окончания ОЗЦ значения прочности камня и прочности его сцепления с колонной должны обеспе-

158

чить получение объективной акустической характеристики качества сцепления в межтрубном пространстве и герметичности кольцевого простран-

ства 3 .

На основании анализа лабораторных исследований и промысловых данных установлено, что основной причиной низкого качества крепления обсадных колонн, в интервале залегания многолетнемерзлых пород, является ее температурная деформация в результате снижения температуры в стволе скважины в период ОЗЦ. При ранних сроках структурообразования и формирования цементного камня между обсадной колонной и цементным камнем образуется микрозазор, что приводит к появлению межколонных давлений в процессе эксплуатации скважин. Одним из путей улучшения качества крепления и предотвращения миграции газа, по нашему мнению, является увеличение времени структурообразования и формирования цементного камня в межколонном пространстве «кондуктор» - «эксплуатационная колонна». В этом случае цементный раствор долгое время должен сохранять подвижность, компенсируя температурную деформацию обсадной колонны, предотвращая появление микрозазоров, тем самым снижая возможность появления межколонных давлений. При этом цементный камень при твердении при температуре +50С через 2 суток должен иметь прочность на сжатие не менее 2 МПа и прочность сцепления с

металлом не менее 0,3 кгс/см2 4 , что обеспечит его надежную удерживающую способность.

С целью повышения качества цементирования обсадных колонн в филиале применялась расширяющая добавка – порошок каустического магнезита (ПМК), который вводили как в цементные растворы нормальной плотности, так и в облегченные цементные растворы приготовленные на основе тампонажного портландцемента с добавкой алюмосиликатных микросфер.

Каустический магнезитовый порошок получается в результате улавливания пыли, образующейся при производстве спеченного периклазового порошка и выпускается следующих марок: ПМК-90, ПМК-87, ПМК-83, ПМК-75, ПМК МК по ГОСТ 1216-87 (табл. 1).

Каустический магнезитовый порошок относится к расширяющим добавкам на оксидной основе. Они создают кристаллизационное давление расширение в результате кристаллизации труднорастворимых оксидов Mg(OH)2 и Ca(OH)2 при гидратации. Реакции образования Mg(OH)2 происходят наиболее интенсивно при умеренных и повышенных температурах, в связи с чем тампонажные системы с магнезитовыми добавками рекомендованы в основном при цементировании глубоких скважин. Однако, как показали наши исследования, эффект расширения в случае добавок ПМК наблюдается и при нормальных температурах, но сам процесс несколько растянут во времени, а ПМК к тому же оказывает некоторое замедляющее

159

действие. Наибольший эффект достигается при сочетании магнезитовых порошков типа ПМК с хлоридом натрия.

Тампонажные системы приобретают свойства компенсации усадки камня и устранения микрозазоров в течение 48-56 ч, когда в основном наблюдается эффект расширения.

В филиале применялись тампонажные растворы для цементирования обсадных колонн в сеноманских скважин с добавками ПМК-87, ПМК-85, ПМК-83 и ПМК-75. Также были опробованы и показали наилучшие результаты смеси с применением добавки ПМК-О, ПМК МК. Данный вид магнезитового порошка применяется в целлюлозно-бумажной промышленности для отбеливания бисульфатных растворов при варке целлюлозы и несколько отличается от вышеуказанных четырех разновидностей как по составу так и по влиянию на свойства тампонажных растворов.

Исследования ПМК МК в лаборатории цементных растворов показали, что при добавке его в тампонажные растворы также происходит расширение цементного камня, но при этом при температуре +240С существенно увеличиваются сроки схватывания растворов даже при вводе в него ускорителей CaCL2 и NaCL. Аналогичное влияние на свойства тампонаж-

160