ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

кие характеристики: прочность тампонажного камня на изгиб/сжатие, седиментационная устойчивость. Эффект достигается более активным взаимодействием цеолитовой добавки с продуктами гидратации цемента и повышением степени гидратации.

Список литературы

1.Овчинников П.В., Кузнецов В.Г., Фролов А.А., Овчинников В.П., Шатов А.А., Урманчеев В.И., Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 92, 93 стр.

2.Патент №2133328, Е21В33/138, опубликован 20.07.1999 г.

К ВЫБОРУ ТИПА МОРСКОГО РАЙЗЕРА

Шарыпов Р.Т., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

В настоящее время Россия, обладающая богатейшими залежами углеводородов на шельфе, имеет большой потенциал для развития морской нефтегазодобывающей промышленности. Континентальный шельф России содержит в своих недрах колоссальные объемы нефти и газа.

По данным ООН, разведанные запасы арктической нефти составляют 100 млрд. т. газа — 50 трлн. кубометров. Согласно российским оценкам, основывающихся на результатах сейсморазведочных работ и бурения, большинство из которых были выполнены в 80-х годах, во времена СССР, запасы Арктики составляют порядка 100 млрд. т. газа и нефти. Аналитическая компания в области энергетики Infield Systems сообщила, что разведанные запасы на арктическом шельфе составляют 136,6 млрд. барр. н.э. А согласно исследованию ученых из Геологической службы США (USGS), наиболее авторитетной геологической службы мира, в Арктике сконцентрировано более 400 млрд. барр. н.э., или порядка четверти всех мировых неразведанных извлекаемых запасов нефти и газа. На долю России приходится 52% совокупных оценочных запасов, второе место занимает США с

20%.

Бурение морских нефтяных и газовых скважин коренным образом отличается от бурения их на суше. Большая сложность и специфические особенности проведения этих работ в море обуславливаются воздействием окружающей среды, необходимостью преодоления естественной преграды для осуществления бурения - водного пространства, инженерногеологическими изысканиями, высокой стоимостью и уникальностью технических средств, медико-биологическими проблемами, вызванными необходимостью производства работ под водой, технологией и организацией строительства и эксплуатации объектов в море, обслуживания работ, т.е. являются сложными в техническом отношении операциями, весьма дорогостоящими и связанными со значительным риском.

311

В зависимости от глубины шельфа используются различные технические средства для осуществления бурения скважин. В процессе эксплуатации плавучие сооружения постоянно подвергаются действию нагрузок от ветра, течения и волнения. Значительную часть времени они непрерывно перемещаются, совершая колебания в различных степенях свободы. В этих условиях большое значение приобретает работа систем удержания подобных сооружений, которые ограничивают их перемещения, обеспечивают нормальные условия эксплуатации. От надежности работы систем удержания во многом зависит сохранность всего сооружения.

Рассмотрим систему, позволяющую осуществлять соединение морской буровой установки с подводным противовыбросовым оборудованием или блоком устьевого соединителя, установленным на устье скважины, для последующего спуска в скважину бурильной и обсадной колонн, отвода использованного бурового раствора на регенерацию и очистку и управления скважиной через манифольдные линии - райзер (морская водоотделяющая колонна, морской стояк). Существуют райзеры различные по структуре, использование которых производится в зависимости от условий

(табл. 1).

Одним из наиболее ответственных элементов плавучих платформ является система райзеров, соединяющих платформу с устьем скважины, находящимся на дне.

По конструкции райзеры бывают жесткими натяжными, цепными и гибкими. Жесткие райзеры, в основном, применяются для платформ с на-

312

тяжными связями. Гибкие райзеры различных конфигураций используют в полупогружных платформах и судах FPSO.

Обычно райзеры различают: по предназначению - на буровые и эксплуатационные; по материалу - на райзеры из стали, титановых и алюминиевых сплавов, из композитных материалов.

Выбор типа райзера является важнейшим фактором в успешном проведении работ.

Список литературы

1.Папуша А.Н. Проектирование морской бурильной колонны и райзера: расчет на прочность, изгиб и устойчивость морской бурильной колонны и райзера в среде Mathematica. - Москва.: Институт компьютерных исследований, 2011. - 15 с.

2.Барт-Ян Венсвеен.,Ян-Питер де Врис, Майкл Белл, Рамон де Гааз. Новый гибридный райзер на шельфе Анголы // Offshore – 2014. – №3. – С.44-48.

3.http://www.offshore-industry.net/abbr/m.htm

ВЫНОС МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ С ЗАБОЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

В УСЛОВИЯХ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Гурбанов И.И., Хакимов А.А., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

На данный момент большинство нефтяных и газовых месторождений находятся на стадии падающей добычи, характеризующиеся низкими дебитами добывающих скважин, активным внедрением воды в газонефтенасыщенную часть залежи, низкими пластовыми давлениями относительно начального пластового давления. Все эти факторы обуславливают повышенную сложность в добычи флюида на дневную поверхность. Одной из распространенных проблем при разработке залежей на данной стадий добычи является разрушение призабойной зоны пласта, вынос песка на забой скважины и на дневную поверхность, вызывающая повышенный износ наземного оборудования.

В данной статье будут описаны модели, описывающие трехфазный поток нефть-вода-песок, для того чтобы выработать понимание того, как происходит влияние пескопроявления на падение давления в стволе добывающих скважин. Конечной целью ставится создание плана рабочего процесса у случае, если спрогнозировано разрушение призабойной зоны.

Первоначально вынос частиц породы на забой скважины характеризуется двумя факторами: возникающие напряжения в призабойной зоне скважины и движение флюида в призабойной зоне, срывающая частицы пароды. Так как на стадии падающей добычи отношение текущего пластового давления к начальному пластовому давлению может составлять более 0,8, то возникающая разница между касательными и продольными напряжениями достаточно высокая, что приводит к разрушению призабойной

313

зоны и именно этот фактор является основной причиной выноса частиц породы на забой скважины.

В процессе эксплуатации выносимые частицы породы на забой скважины оседают или подхватываются восходящим потоком и выносятся на дневную поверхность.

Срывание частиц с забоя и вынос на поверхность в основном зависит от таких параметров как: режим течения флюида, плотность флюида, плотность частиц породы, а так же форма частиц.

Режим течения характеризуется критерием Рейнольдца:

Для сферических частиц при малых значениях Re<2 возможно использовать законом Стокса для определения скорости витания:

Если же число Рейнольдца находиться в интервале значений от 2 до 500 возможно использовать уравнение Аллена:

. (3)

Однако можно использовать более удобную формулу:

где Arчисло Архимеда:

. (5)

При турбулентном режиме течения Re>500 скорость витания находиться из выражения:

(6)

Данные формулы для расчета скорости витания применимы для сферических зерен породы. Для не сферических частиц необходимо умножить на поправочный коэффициент η [1]:

(7)

После определения скорости витания и подтверждения того факта, что для данной скважины скорость флюида превышает скорость витания нас будут интересовать следующие два вопроса: объемы добычи песка и

314

изменение градиента давления вдоль ствола скважины вследствие наличия взвешенных частиц в столбе жидкости.

К примеру, в случае потока в горизонтальном стволе скважины, согласно результатам эксперимента [2], вынос песка начинается при скорости флюида более 0.43 м/c. Соответственно, при скоростях ниже данной разницы в градиенте давления по скважине не будет.

При низких скоростях потока, объемное значение перенесенного песка можно определить используя формулу Мейера-Петера:

По результатам того же эксперимента [2] на рис. 1 можно увидеть зависимость градиента давления от расхода на единицу сечения потока и концентрации песка на забое (для горизонтального участка скважины). Поскольку концентрацию песка на забое спрогнозировать достаточно сложно, можно использовать средний тренд по всем точкам с обязательной последующей верификацией с промысловыми данными.

Рис. 1. Изменение градиента давления

Исходя из предоставленной выше информации пример организации рабочего процесса можно увидеть на диаграмме, изображенной на рис. 2, в случае, если спрогнозировано разрушение призабойной зоны [3].

315

Рис. 2. План рабочего процесса

Входенаписанияданной статьи былиосуществлены следующиецели:

1.Рассмотрены формулы определения скорости витания

2.Выведена примерная эмпирическая формула зависимости градиента давления. Необходима верификация.

3.Предложена формула Мейера-Петера, как способ прогноза объемного дебита песка

4.Составлен план рабочего процесса в случае, если спрогнозировано разрушение призабойной зоны

5.Таким образом, применение данной методики вместе с любой методикой определения разрушения призабойной зоны [3] позволяет нам учесть большую часть явлений, происходящих в процессе пескопроявления. Из перспективных направлений можно отметить создание и верификацию метода записи данных об изменении градиента давления в VFP таблицу.

Условные обозначения

Список литературы

1.Дэвидсон И., Харрисон Д. «Псевдоожижение» М.: Химия, 1974

2.R.G. Gillies, M.J. McBikken, C.A. Shook., OIL, WATER AND SAND FLOW EXPERIMENTS IN A MODEL HORIZONTAL WELL. – JCPT, November 1995, Volume 34, No 9.

3.Гурбанов И.И., Хакимов А.А. «Новые технологии – нефтегазовому региону: материалы Всероссийской с международным участием научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых». Тюмень: ТюмГНГУ, 2014

КВОПРОСУ УСТОЙЧИВОСТИ СТЕНОК СКВАЖИНЫ

НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СРЕДНЕГО ПРИОБЬЯ

Грошева Т.В.1, Двойников М.В.2, Дерябин А.В.3, Усачев Е.А.1, Фазылов В.Р.3, 1 ОАО «СургутНИПИнефть», г. Тюмень;

2Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень; 3ОАО «Сургутнефтегаз», г. Сургут

Анализ результатов исследований непроизводительного времени строительства скважины показал, что существенная его часть представлена осложнениями связанными с посадками и затяжками бурильного инструмента при проведении спуско - подъемных операций. Например, при проведении обратной проработки осложненных интервалов, представленных широким спектром в литологическом отношении количеством слабосцементированных пропластков пород, на вибросита выходит большое количество шлама, что позволяет утверждать о потере устойчивости ствола скважины, являющиеся причиной всех последующих осложнений в процессе бурения скважины. Геофизические исследования подтверждают вертикальные отметки проблемных интервалов от 1150 до 1350 м и с 1650 до

1850 м.

Геологический разрез, выявленных интервалов представлен Уватской (1160-1430м), Ханты-мансийской (1430-1720м) и Викуловской (17202030м) свитами. Они представлены абсолютно разными по составу и свойствам горными породами. Например Уватская свита содержит мелко- и среднезернистый песчаник субконтинентального генезиса, Хантымансийскя свита сложена глинами, переслаиванием глин и песчаников, а Викуловская свита преимущественно выражена слабосцементированными песчаниками и алевролитами. В регламенте [1] отмечается, что Хантымансийская и Викуловская свита, относятся к неустойчивым отложениям. Причем справедливо делается акцент, что для сохранения устойчивого состояния стенок скважины при вскрытии любых пластов принципиальное значение имеет зенитный угол под которым осуществляется первичное вскрытие пласта, а так же состав и плотность бурового раствора на котором вскрывается тот или иной пласт [3, 6].

Для более детального исследования поставленной задачи необходимо рассмотреть еще одно важное свойство горных пород определяющее

317

показатель устойчивости - анизотропия горных пород [5]. Анизотропия минералов и горных пород связана с микрослоистостью, упорядоченной ориентировкой зёрен и кристаллов, и микро- и макротрещиноватостью. При ведении горных работ, выборе способов разрушения, наибольшее значение имеет анизотропия деформационных свойств, определяемая как отношение пределов прочности (или модулей деформации) при сжатии и растяжении образцов перпендикулярно и параллельно напластованию.

Для многих горных пород характерна анизоторопия упругих и прочностных свойств, связанная с их слоистой структурой и наличием ориентированой трещиноватости. Для таких пород упругие и деформационные характеристики в плоскостях напластования и в направлении, перпендикулярном к ним, могут сильно отличаться. Такой тип анизоторопии называется трансверсально-изотропным [6]. Трансверсально-изотропные материалы - в которых свойства существенно отличаются в двух взаимно перпендикулярных направлениях [7].

Как известно, при бурении скважины, в массиве горных пород и ее окресности происходит перераспределение напряжений, связанное с понижением давления внутри скважины. В результате в пласте в окресности скважины возникают касательные (сдвиговые) напряжения, что при определенных условиях может привести к разрушению породы и потере устойчивочти стенок скважины. Начало разрушения определяется двумя основными факторами:

1.Величиной касательных напряжений, действующих в плоскостях напластования (ослабления).

2.Прочностными характеристиками породы, и в первую очередь

прочностными характеристиками плоскостей напластования. Плоскости напластования представляют собой по сути поверхности

ослабления, по которым сопротивление действующим касательным напряжениям значительно снижено. Иными словами, прочность таких пород

внаправлении напластования значительно ниже, чем в других направлениях. Об этом свидетельствуют наблюдающиеся факты дискования кернового материала по плоскостям напластования при резке его алмазными дисками при изготовлении образцов, поскольку, наличие горизонтальной трещиноватости приводит к значительному снижению прочности на сдвиг

вгоризонтальных плоскостях. Именно по этим поверхностям в первую очередь будет происходить разрушение породы при возникновении в ней касательных напряжении в ходе проводки скважины.

Величина касательных напряжений, действующих на контуре скважины в плоскостях напластования, зависит от угла наклона скважины к этим поверхностям, точки на контуре скважины и давления жидкости в скважине. В случае вертикальных скважин касательные напряжения в горизонтальных плоскостях, т.е. плоскостях напластовния отсутствуют. Поэтому опасность разрушения породы на стенках в этом случае невелика.

318

При увеличении зенитного угла ствола скважины растут и касательные напряжения, действующие в плоскостях напластования, следовательно увеличивается опасность разрушения стенок скважины.

Также значительное влияние на устойчивость пород оказывает их влажность, особенно степень увлажненности глинистых пород. Даже при незначительном увлажнении глубина их устойчивого залегания резко снижается. Наименее чувствительны к изменению влажности кварцевые песчаники. Наиболее подвержены к изменению влажности пластичные глины. Плотные глины и глинистые сланцы занимают промежуточное положение.

Анализ снижения прочности набухания глинистых пород вследствие их увлажнения фильтратом промывочной жидкости показал, что чем больше скорость проникновения жидкости в образец, тем меньше время его устойчивого состояния. Однако при одинаковой скорости проникновения жидкости устойчивость образцов различна и зависит от физи- ко-механических свойств промывочной жидкости.

По данным [3] набухание глин в значительной степени зависит от полярности среды. В неполярных средах (бензол, бензин) они не набухают, а в высокополярных (вода) глины значительно увеличиваются в объемах

(до 10 раз).

Исследования Г.К. Лобжанидзе показали, что иногда однородные глины по глубине залегания, а так же по простиранию могут характеризоваться различной степенью устойчивости к размоканию и набуханию. В отдельных случаях глины одного пласта по устойчивости к размоканию неоднородны.

Как было подтверждено рядом исследований [8] потеря стабильности глинистых отложений при бурении скважин происходит в основном из-за проникновения фильтрата бурового раствора между плоскостями напластования и в микротрещины породы, приводя к механическому разрушению стенок скважины и значительному каверноообразованию. Другими словами воздействие флюида ослабляет глинистые породы и делает их очень чувствительными к дизайну системы бурового раствора. Если удельный вес раствора слишком низкий, то увеличивается риск обрушения стенок скважины. Если же удельный вес раствора слишком велик, то в результате проникновения фильтрата раствора происходит ослабление сланцевых пород, что делает стенки скважины склонным к потере стабильности. Для предотвращения либо минимизации потери стабильности ствола скважины необходимо использовать правильные буровые растворы и применять верные практики бурения.

Стоит обратить внимание на исследования поведенные А.Г.Ружниковым [9], в результате которых удалось определить, что в вопросе устойчивости ствола скважины играет роль не только физикомеханические свойства пород, зенитный угол ствола скважины и свойства буровых растворов, но и мощность вскрываемых пропластков: - присутст-

319

вие пластов толщиной менее 3 м не оказывает существенного влияния на дестабилизацию ствола скважины, потеря устойчивочти стенок скважины и кавернообразования минимальны; - в интервалах глинистых пород мощностью в пределах 8 м увеличение диаметра скважины (кавернообразование) достигает заметных значений – 20-55% выше номинального; - при мощности пласта 14 м, диаметр скважины становится на 45-85% выше номинального диаметра; - при мощности глинистого пласта 27 м и более диаметр скважины увеличивается более чем в 2 раза выше номинального, что говорит о серьезной проблеме потери устойчивости ствола скважин, что естественно приведет к осложнениям при проведении спускоподъемных операции, при выполненни геофизических работ, и при креплении скважины.

Результаты работ А.Г.Ружникова и Е.А.Усачева основанные на интерпретации данных кавернометрии скважин на Северо-Лабатьюганском месторождении подтверждают, что зенитный угол ствола скважины имеет существенное значение. Например, при зенитном угле скважины равным 8° в интервалах 1500-1620 м кавернозность ствола составляет 1,17, а в остальных интервалах в среднем 1,08. При зенитном угле скважины в 12°

прослеживаются интервалы 1500-1680м, 2000-2100м, 2170-2250м, 23402370м со средней кавернозностью 1,20, а в интервале Ахской свиты (29803025м), представленной песчаниками с большим количеством слюды и глинистых окатышей кавернозность достигает 1,60.

Приведенные данные подтверждают предположение, что при бурении скважины в массиве горных пород в ее окрестности происходит перераспределение напряжений, связанное с понижением давления в скважине. При этом возникают касательные, напряжения, ответственные за разрушение стенок скважины [6]. Величина их тем больше, чем больше разница между кольцевым и радиальным напряжением, другими словами от разгрузки горного давления и величины давления бокового распора. В определенный момент, напряжения достигают таких значений, при которых происходит рост деформации горной породы во времени под воздействием постоянной нагрузки - происходит медленная непрерывная пластическая деформация - ползучесть породы . Известно, что ползучесть горных пород в большей мере проявляется на больших глубинах.

С целью изучения влияния угла наклона скважины на ползучесть породы и возможность ее снижения регулированием плотности бурового раствора в 2011 году в ТюменьНИПИнефть Е.А. Усачевым, на испытательной установке системы трехосного неравнокомпонентого нагружения (ИСТНН) были проведены лабораторные испытания кернового материала Ханты-Мансийской и Викуловской свит. Было установлено, что при нагружении кернового образца, угол среза от 0 до 60 град. к вертикали (имитация зенитного угла скважины в лабораторных условиях), ползучесть породы была выявлена на образцах с углом среза более 45 град. Исследова-

320