Диссертация (1173025), страница 17
Текст из файла (страница 17)
Это означает, что масштаб дестабилизации склонов также может увеличиваться(рис.75).119Рис.75.Влияние глубины залегания газогидратного пласта модель 1,2,3,4,Зона пластическое деформирование в наклоне от разной толщины налегающие отложенияОбласть пластической деформации склона всегда появляется в пластах сосравнительно низкой прочностью, однако при разложении газогидратов прочность осадочных отложений уменьшается, и пластическая деформация впервую очередь возникает в этом районе.Сравнение газогидратной залежи-1 и газогидратной залежи-4, (см. рис.76), показало, что по мере увеличения глубины залегания гидратной залежиобласть и степень сползания склона постепенно увеличиваются, область дестабилизации постепенно развивается в направлении внутренней части склона.Рис.76.Область пластической деформации при различной глубине залеганиягазогидратной залежи-1,4120Запас прочности склона по мере увеличения глубины залегания гидратосодержащего слоя постепенно возрастает. Это происходит из-за того, что помере увеличения глубины залегания гидратосодержащего слоя зона пластических связей еще больше расширяется в глубину пласта, размеры всей зоны разложения соответственно также увеличиваются, в результате чего возрастает изапас прочности(рис.77).Рис.77.
Кривая запаса прочности при различной глубине залегания газогидратной залежиВлияние угла наклонаРис.78. Размер модели-1 (наклон 10 градусов) и модели 2 (наклон 25 градусов)121Геометрическая модель исходной исследовательской задачи, (см. рис.78),имеет следующие параметры-размеры расчетной области модели-1: расстояние по горизонтали 1000 м, высота 400 м, глубина залегания 120 м, уголнаклона 10°, расстояние по склону 200 м, склон расположен на 500м нижеуровня моря, толщина гидратосодержащего слоя 50 м.
размеры расчетной области модели-2: расстояние по горизонтали 1000 м, высота 400 м, глубина залегания 120 м, угол наклона 25°, расстояние по склону 200 м, склон расположен на 500м ниже уровня моря, толщина гидратосодержащего слоя 50 м.Исходные данные для исследовательской задачи (таблица 9).Таблица 10. Исходные данные для исследовательской задачиВариант задачиУгол наклонаВариант 110°Вариант 215°Вариант 320°Вариант 425°Степень разложения газогидратовОбласть 1и 2 полностью разложилась,область 3 и 4 разложена на 80%.При изменении только угла наклона (принято четыре значения угланаклона -10°, 15°, 20° и 25°) и сохранении прочих условий неизменными проводилось наблюдение за влиянием степени разложения газогидратов на устойчивость склона(рис.79).Рис.79.
Область пластической деформации склона при различных углахнаклона (угол наклона 10 °,15 °,20 °,25 °)Сравнение угла наклона 10 ° и угла наклона25 °(см. рис.80), показало, чтопри одинаковой степени разложения газогидрата, по мере увеличения угла122наклона морского дна зона пластической деформации увеличивается, в зонеполного разложения газогидрата пластическая деформация и дестабилизациязалежи возникают в первую очередь.Рис.80. Карта облачности бокового смещения склонов под разными угламинаклон (угол наклона 10 °,25 °)Рис.81. График коэффициента запаса в зависимости от разных углов наклоназалежи газогидратаГрафик на рис.81 показывает, что при одинаковой степени разложения газогидрата по мере увеличения угла наклона залежи газогидрата запас прочности, характеризующий устойчивость склона, уменьшается, и это означает, чтов процессе разработки газогидратов с большей вероятностью может произойтидестабилизация склона.1233.3.
Выводы1. При увеличении объема диссоциирующих гидратов происходит нелинейное увеличение величины оседания устья скважины с ростом размера зоныразложение гидратов. Однако на этапе бурения скважин разложение гидратовможет происходить только в небольшом объеме и не оказывает влияния наустойчивость ствола скважины. Максимальное влияние на устойчивостьствола имеет место на этапе разработки гидратов.2. По мере увеличения объема разложения газогидратов устойчивость перекрывающего пласта постепенно уменьшается; при одинаковом объеме разложения газогидратов по мере увеличения глубины их залегания влияние разложения на устойчивость морского дна уменьшается.3.
Связь разложения газогидратов с устойчивостью ствола скважины иустойчивостью пластов: сравнение показало, что воздействие разложения гидратов на устойчивость ствола скважины и устойчивость перекрывающего пласта имеют одинаковые закономерности. Это означает, что нарушение устойчивости устья скважины в значительной степени происходит из-за дестабилизации перекрывающего пласта.4. В процессе разработки гидратов их разложение может привести к снижению прочности пласта и ухудшить его устойчивость. Что касается морскогодна, имеющего определенный уклон, разложение гидратов может вызвать донные оползни, что, в свою очередь, чревато серьезными осложнениями геологического характера (цунами, подводное землетрясение и пр.)5. По мере увеличения объема и степени разложения газогидратов заметно увеличиваются потенциальные зоны и глубина возникновения оползней,запас прочности склона морского дна постепенно снижается.6.
Чем меньше глубина залегания гидратосодержащего слоя и большеугол наклона морского дна, тем больше вероятность того, что разложение газогидратов приведет к увеличению размеров зоны пластичности, снижениюзапаса прочности, характеризующего устойчивость склона, и его дестабилизации.124ГЛАВА 4 АНАЛИЗ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯРАЗРАБОТКИИЭКСПЛУАТАЦИИНЕФТЕГАЗОВЫХИГАЗОГИДРАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ4.1.
Бионическая временная изоляционная технология защиты нефтегазовых и нетрадиционных залежей от проникновения буровых растворовНиже приводится краткое описание принципов на которых реализованытехнологии защиты нефтегазовой залежи: «амфипатическая технология»,«технология биомембраны», «синергического взаимодействия».Амфипатическая технология защиты низко проницаемых резервуаровот проникновения буровых растворовРазные степени повреждения нефтяных, газовых и других пластовобычно возникали при разведке и разработке нефти и газа, что приводило кснижению добычи или даже к выбросам из нефтяных, газовых и газогидратных пластов. Буровые растворы являются первой адвентивной жидкостью, которая вступает в контакт с пластом нефти и газа, что может привести к повреждению пласта.
Бионическое временное перекрытие и технологии защитынефтяного и газового бурового раствора помогут как разрабатывать глубоководные газогидратные месторождения, так и защищать окружающую среду наморе. Это очень важная область исследований.Это важное направление исследований и тенденция к внедрению бионикив область защиты нефти, газа и нетрадиционной энергии (например газогидраты), выявления механизмов повреждения газогидратных слоев, исследование новых компонентов бурового раствора для защиты газогидратных слоев.Китайский университет нефти (Пекин), проявил инициативу, относительноэтого исследования. Для поврежденных нефтяных и газовых слоев различнойпроницаемости была установлена супер- двухсторонняя разреженная биологическая мембрана, для нефтяных и газовых слоев - комплексная защита и биотехнология подготовки бурового раствора на водной основе.
Китайскийнефтяной университет имеет передовую лабораторию, и автор изучал данныео пластах газогидратных месторождений. В сочетании с бионической технологией, он провел много экспериментов и выбрал перспективную структуру растение непентеса удивительного.Нефтегазовый и нетрадиционной резервуар с низкой и сверхнизкой проницаемостью имеет высокое содержание цементирующих компонент,125небольшие размеры пор, смачиваемость поверхности горных пород обычноявляется смачиваемой водой или нейтральной к смачиванию.
В низкопроницаемом коллекторе сильно проявляется капиллярный эффект по нефти иливоды, поэтому в процессе бурения, основной причиной повреждений нефтегазового коллектора является наличие жидкой фазы в буровом растворе. Во избежание повреждения нефтегазового коллектора, вызванного поглощениемжидкой фазой, были проведены исследования химические состава и структуры амфипатических нанокристаллов в краевой зоне растения непентеса удивительного. В результате исследования был создан модификатор «амфипатический», который обеспечивает формирование микро-наноструктур сосцевидного отростка в поверхности горной породы (рис.82 А, Б, В), а также значительно снижает свободную энергию поверхности горной породы около стенкискважины и глинистой корки (рис.82 Г).
Краевой угол смачивания θ менее 90оинвертируется в угол более 150о (рис.83),из положительного инвертируется в отрицательный. В соответствии с формулой капиллярной силы∆P=2/ понятно, что капиллярная сила ΔP также изменяется от исходного положительного значения до отрицательного. Направление капиллярнойсилы меняется, а сила всасывания капиллярных сосудов инвертируется в силусопротивления капиллярных сосудов, предотвращая попадание нефти иливоды в поры нефтегазовой залежи (рис.84,85), тем самым снижается вероятность повреждения слоёв с низкой проницаемостью.
По сравнению с другимитехнологиями защиты нефтегазовой залежи, суточный дебит одиночной скважины в среднем, при использовании раствора с добавлением данного экстракта, увеличился более чем в 2,5 раза (таблица 10).А)Б)В)126Г)Рис.82. А) Амфипатическая поверхность нанокристаллов перистома непентеса удивительного. Б) Первичная формация поверхности горной породы В)Наноструктура поверхности горной породы Г) Основные изменения свободной энергии керна с амфипатической пленкой на поверхности порового пространства180160140120100806040200водная фаза，165°масляная фаза，2°водная фаза，1°处理前масляная фаза，152°处理后处理前处理后Рис.83.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
