Автореферат (1173024), страница 4
Текст из файла (страница 4)
Диаметр ствола скважины принят равным 215,9 мм. Расчетная область разделена на прискважинную зону и зону, удаленную от скважины, с тем, чтобы для детального изучения деформаций вблизиствола скважины произвести местное уплотнение расчетной сетки (рис.6).16Рис.6. Расчетная область устойчивости ствола скважины в газогидратном пласте (слева показана прискважинная зона с уплотненной расчетной сеткой)При рассмотрении первой из указанных задач был проведен расчет влияниядавления бурового раствора на размер области текучести грунта вокруг стволаскважины (рис.7, 8). В расчетах в качестве параметра был использован коэффициент давления ствола скважины представляет собой отношение давления бурового раствора в колонне к поровому давлению пласта.Полученная в расчетах область превышения предела текучести грунта представляет непосредственную угрозу для нестабильности ствола скважины и ееразмер максимален в направлении максимального горизонтального напряжения.По мере увеличения давления бурового раствора область текучести уменьшается.Рис.7.
Область превышения предела текучести пласта при коэффициенте давления на устье скважины 0,98 (слева) и 1,0 (справа)17Рис.8. Область превышения предела текучести пласта при коэффициенте давления на устье скважины1,02 (cлева) и 1,04 (справа)При непрерывном образовании и разложении газогидратов, способностьпласта сопротивляться деформации исчезает. Ствол и, соответственно, устьескважины будут опускаться и отклоняться под действием веса весей конструкции.Изучение влияния радиуса разложения газогидратов на стабильность устьяскважины при разработке глубоководных газогидратов проводилось в диапазонерадиусов разложения газогидратов 0÷50 м.По результатам исследования была установлена связь разложения газогидратов с устойчивостью устья скважины и устойчивостью перекрывающего пласта.
Воздействие разложения газогидратов на оба показателя имеет одинаковыезакономерности, и это означает, что влияние разложения газогидратов на устойчивость устья скважины в значительной степени происходит из-за дестабилизации перекрывающего пласта.Установлено, что с ростом размера области разложении газогидратов происходит нелинейное увеличение величины оседания устья скважины (рис. 9). Однако на этапе бурения скважин разложение газогидратов может происходитьтолько в небольшом объеме и не оказывает влияния на устойчивость устья скважины, максимальное влияние разложение газогидратов на устойчивость устьяоказывает на этапе разработки залежи.Полученные результаты позволяют предложить ряд технических мер дляподдержания стабильности ствола скважины в газогидратном пласте:18Рис.9.
Взаимосвязь между продольным смещением устья скважины и радиусомразложения газогидратов1. Охлаждение бурового раствора. Уменьшение температуры бурового раствора в скважине приведет к уменьшению скорости и размера зоны разложениегазогидратов в процессе бурения;2. Регулирование плотности бурового раствора для контроля забойного давления и, соответственно, скорости разложения газогидрата.3. Использование метода бурения при повышенном давлении. Метод позволяет уменьшить степень разложения газогидратов и снизить предел текучестипороды вблизи ствола скважины.4. Применение при бурении растворов с надлежащей степенью минерализации воды. Степень минерализации является важным фактором, влияющим настабильность газогидратов.5.
Увеличение механической скорости бурения. Это приведет к уменьшению времени взаимодействия газогидрата с буровым раствором.Данные рекомендации позволят эффективно проводить буровые работы вгидратонасыщенных пластах и избегать возникновения аварий, таких как смещение и разрушение ствола скважины.Результаты цикла расчетов, представленные в виде графиков на рис.10,11,показывают, что зависимости коэффициента запаса прочности от толщины перекрывающего пласта газогидратной залежи и угла ее наклона практически являются линейными в рассмотренном диапазоне параметров. Это делает их максимально удобными для инженерных расчетов.
Склон остается устойчивым призначениях коэффициента больше единицы.19Рис.10. Зависимость коэффициента запаса прочности от толщины перекрывающего пластаРис.11. Зависимость коэффициента запаса прочности от угла наклона морскогоднаВ четвертой главе представлены результаты исследований по введению всостав буровых растворов биологических систем для защиты нефтегазовых и газогидратных залежей с учетом особенностей повреждения залежей с низкой,средней и высокой проницаемостью.Отечественные и зарубежные исследователи создали целый ряд технологийвременного закупоривания нефтяного и газового пласта для предотвращения поступления в пласт бурового раствора: «временно-экранирующее действие», «чистое закупоривание», «физико-химическое закупоривание мембран».
Данныетехнологии способствовали эффективной защите нефтегазовых коллекторов.Однако с переходом к разработке сложных глубоководных и ультра-глубоководных нефтегазовых, в том числе и газогидратных, месторождений, данным методам защиты коллекторов становится всё сложнее удовлетворять высоким требованиям промышленности.20В исследовательской лаборатории Китайского Нефтяного Университета автором были проведены лабораторные эксперименты для определения свойствбиологических систем, способных поднять качество буровых растворов с точкизрения защиты нефтегазовых и газогидратных коллекторов. Как известно, нефтегазовые и газогидратные резервуары с низкой и сверхнизкой проницаемостьюимеют тонкопоровую структуру.
При этом поверхность порового пространстваколлектора, как правило, является гидрофильной. Это приводит к заметномупроявлению капиллярного эффекта по воде, поэтому в процессе бурения основной причиной повреждений нефтегазового и газогидратного коллектора является наличие жидкой фазы в буровом растворе.Одно из возможных решений данной проблемы - внедрение биологическихсистем в качестве компонентов буровых растворов для защиты нефтегазовых игазогидратных залежей от загрязнения. В рамках настоящей работы были проведены исследования химического состава и структуры амфипатических нанокристаллов на поверхности такого растения как перистом непентес удивительный(рис.12 а). В результате был создан модификатор «амфипатический», которыйобеспечивает переход от микро- к наноструктуре поверхности порового пространства горной породы (рис.12 б, в), которая при этом переходит из гидрофильного в гидрофобное состояние.а)б)в)Рис.12.
а) Амфипатическая поверхность нанокристаллов перистома непентесаудивительного. б) Первичная микроструктура поверхности горной породы. в)Формируемая наноструктура поверхности горной породыОбработка керна 3%-м раствором полученного амфипатического реагентаприводит к тому, что угол смачивания на поверхности порового пространства θ≈ 1о ÷ 2о инвертируется в угол θ > 150о (рис.13). Соответственно, капиллярноедавление ∆P = 2/ меняет знак, и капиллярная пропитка преобразуется всопротивление гидрофобных капиллярных каналов, предотвращая попаданиежидкости бурового раствора в поры нефтегазовой залежи, тем самым снижаетсявероятность повреждения слоёв с низкой проницаемостью. По сравнению с21другими технологиями защиты нефтегазовой залежи, при использовании раствора с добавлением данного экстракта, суточный дебит одиночной скважины всреднем увеличился более чем в 2,5 раза.180водная фаза , 165°масляная фаза, 152°16014012010080604020 водная фаза, 1°масляная фаза, 2°0处理前处理后处理前处理后Рис.13.
Изменение угла смачивания маслом и водой поверхности порового пространства керна в результате его обработки 3%-м амфипатическим реагентомПри освоении низко проницаемых газогидратных резервуаров для их защиты необходимы испытания «амфипатической» технологии буровых растворовнепосредственно на месте работ с целью достижения наилучших результатов.ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ1. На основе обобщения и систематизации данных об опытно-промышленных испытаниях на глубоководной скважине района Шэньху Южно-Китайскогоморя построена диаграмма разложения газогидрата в ранее неизученном диапазоне изменения температуры (0℃<T<36℃) и давления (0<P<30МПа).
Это позволило рассчитать влияние теплоты фазового перехода гидрата на критические параметры (Pс, Tс) разложения газогидрата, и, соответственно, расхода буровойжидкости, скорости бурения, температуры и плотности буровой жидкости навходе в залежи газогидратов и на величину забойного давления.2. По результатам проведенных численных исследований установлена связьразмеров зоны разложения гидратов с продольным смещением устья скважиныи деформацией приустьевой зоны пласта.
Взаимосвязь этих параметров носитнелинейный характер и представлена в виде серии графиков для различных глубин залегания и толщин налегающих пластов. Воздействие разложения гидратовна оба показателя имеет одинаковые закономерности, и это означает, что влияние разложения гидратов на устойчивость устья скважины в значительной степени происходит из-за дестабилизации перекрывающего пласта.223. Численное моделирование позволило получить линейную зависимостьмежду углом наклона и пластическим деформированием глубоководных залежей.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
