Совершенствование технологии крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород

Кондренко, Олег Сергеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование технологии крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород"

На правах рукописи

КОНДРЕ11КО ОЛЕГ СЕРГЕЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД (НА ПРИМЕРЕ ЗАПОЛЯРНОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ^^ МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Специальность: 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

■ з МАЯ Ш1

005016364

Ставрополь 2012

005016364

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов» (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Гасумов Рамиз Алиджавад-оглы

Официальные оппоненты: Бекетов Сергей Борисович

доктор технических наук,

профессор Северо-Кавказского государственного технического университета

Гайдаров Миталим Магомед-Расулович

доктор технических наук, главный научный сотрудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Ведущее предприятие:

ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет»

Защита диссертации состоится « 24 » мая 2012 года в 12.00 часов на заседании Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.245.02 при СевероКавказском государственном техническом университете по адресу: 355028, г. Ставрополь, пр-т Кулакова, д. 2, ауд. 804Н.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Северо-Кавказского государственного технического университета (СевКавГТУ).

Автореферат разослан « 18 » апреля 2012 года. Объявление о защите диссертации и автореферат размещены на официальное сайте СевКавГТУ http://www.ncstu.ru и в «Электронной базе диссертаций и авторефера тов» на официальном сайте Высшей аттестационной комиссии при Министерстве образования и науки РФ http://vak.ed.gov.ru.

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять ученому секретарю диссертационного Совета по указанному адресу. Факс: 8 (8652) 94-60-12; E-mail: tagirovstv@ncstu.ru

Ученый секретарь

доктор геолого-минералогических наук, —

профессор

В.А. Гридин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования. Многие газовые, газоконденсатные и нефтяные месторождения вступили в завершающую стадию разработки. Поэтому поддержание достигнутого уровня добычи углеводородов и, тем более, его увеличение, ввод новых месторождений, в том числе в осложненных горно-геологических и климатических условиях, является одной из основных задач.

В условиях Крайнего Севера строительство и эксплуатация скважин с наличием в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП) осложняются осыпями и обвалами пород, размывом приустьевой зоны при бурении, поглощением тампонажного раствора при цементировании, потерей продольной устойчивости конструкции скважин, а при обратном промерзании - смятием колонн при последующем освоении и эксплуатации.

Все это приводит к разгерметизации колонн или разрушениям наземного оборудования, к появлению неуправляемых каналов прорыва углеводородного флюида из пласта на дневную поверхность, что сопровождается катастрофическими последствиями, определяющими актуальность проблемы не только с технической, но и с экологической точки зрения.

Упомянутые выше осложнения и аварии предопределяются некачественным бурением и креплением скважин. Поэтому разработка новых более совершенных технологических и технических решений, позволяющих повысить качество крепления скважин в условиях ММП и обеспечить её эксплуатационную надёжность, становится актуальной для газодобывающей отрасли страны задачей.

Одними из таких решений являются: создание промывочной жидкости, выбор технологических параметров проводки скважины под кондуктор, позволяющих, учитывая теплофизические свойства криолитозоны скважины, минимизировать негативное воздействие бурового раствора на ММП, а также совершенствование технологии крепления скважины в интервале, склонном к осложнениям.

Подчеркнем, что до настоящего времени отсутствует общепризнанная, научно обоснованная и достаточно формализованная методика поиска оптимального варианта строительства ствола скважины, которая сводила бы к минимуму растепление проходимых скважиной мерзлых пород, обеспечивала теплоизоляцию обсадных колонн и позволяла гарантировать длительную безаварийную эксплуатацию скважин. Эти обстоятельства еще раз подтверждают актуальность научно-технических исследований по совершенствованию режимов бурения и крепления скважин в условиях ММП.

Цель и задачи исследования. Цель исследования заключается в разработке технологических решений, направленных на повышение качества крепления скважин в интервале многолетнемерзлых пород.

Для достижения поставленной цели потребовалось решение следующей совокупности научных задач, определяющих логику и структуру диссертационного исследования:

- провести анализ причин некачественного крепления скважин в условиях много-летнемерзлых пород;

- выявить основные проблемы, возникающие при креплении скважин в условиях

ММП;

- изучить строение ММП по площади распространения и разделить разрез по степени склонности к осложнениям при строительстве скважин;

- определить радиусы протаивания ММП с учетом строения криолитозоны, теплового воздействия бурового раствора при промывке скважин;

- обосновать температуру бурового раствора на входе в бурильную колонну и выходе из неё, скорость циркуляции бурового раствора, с учетом мощности выделения тепла при работе долота;

- обосновать требования к буровым и тампонажным растворам для строительства скважин в условиях ММП;

- усовершенствовать состав полимерглинистого бурового раствора для бурения скважин в интервале ММП Заполярного НГКМ;

- усовершенствовать способ цементирования обсадных колонн в зоне ММП.

Методологическая, теоретическая и эмпирическая база исследования. Для

решения поставленных задач проведен анализ литературных и патентных исследований, обобщены результаты промысловых исследований и измерений в скважинах Заполярного НГКМ. Проведены теоретические и лабораторные исследования, стендовые и промысловые испытания. Проведена апробация на практике разработанных элементов технологии бурения и крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород.

Научная новизна результатов исследования.

1. Предложена методика разделения многолетнемерзлых пород на участки, в различной степени склонных к осложнениям при строительстве скважин, которая отличается тем, что учтены результаты исследований температурного режима, выполненных в процессе бурения параметрических (мерзлотных) и эксплуатационных скважин, и лито-лого-стратиграфическая характеристика разреза. Методика позволяет прогнозировать возможные осложнения при бурении и креплении скважин в условиях ММП.

2. Предложен механизм определения интенсивности кавернообразования в зоне ММП в процессе бурения под кондуктор и цементирования скважин, который отличается тем, что учитывает влияние скорости проходки, осевой нагрузки, температуры восхо-

ящего и нисходящего потоков промывочной жидкости на протаивание ММП, а также гроение криолитозоны.

3. Предложен авторский алгоритм расчета радиусов протаивания ММП, основы-гиощийся на уравнении теплового баланса, в котором применяются фактические тем-ературы бурового раствора на входе в бурильную колонну и на выходе из неё. Алго-итм отличается тем, что с учетом скорости циркуляции бурового раствора и мощности «деления тепла при работе долота, позволяет выбрать состав бурового раствора и ре-гимы бурения, обеспечивающие устойчивость стенки ствола скважины в интервале 1МП.

4. Усовершенствована технология крепления скважин в зоне ММП путем приме-ення новых буровых и тампонажных растворов, позволяющих снизить отрицательное дияние на мерзлые породы - их протаивание, а также подготовить качественно ствол кважины к спуску обсадных колонн и, как следствие, повысить качество цементирова-:ия скважин. Обоснованы глубина спуска и место установки башмака кондуктора.

Основные положения диссертации, выносимые на защиту.

1. Методика разделения многолетнемерзлых пород на участки, в различной стегни склонных к осложнениям при строительстве скважин.

2. Алгоритм расчета радиусов протаивания ММП при бурении скважин с различ-юй мощностью выделения тепла при работе долота.

3. Состав полимерглинистого раствора для бурения скважин с наличием много-(етнемерзлых пород.

4. Способ бурения и крепления скважин в интервалах многолетнемерзлых пород.

Практическая значимость работы. Разработан комплекс технико-технологических решений, направленных на повышение качества крепления скважин в 'словиях многолетнемерзлых пород, который обеспечил: сокращение осложнений и аварий в процессе бурения и крепления скважин; существенное сокращение сроков строительства скважин; надежность и долговечность заколонной крепи.

Основные положения и рекомендации диссертационной работы могут быть использованы для разработки материалов и конструкции обсадных колонн, составов технологических жидкостей, в наибольшей мере удовлетворяющих условиям ММП, а также при составлении технических проектов на строительство скважин в криолитозонах.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности. В соответствии с формулой специальности 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин» (технические науки) диссертационная работа является прикладным исследованием совершенствования теории и практики бурения скважин, направленным на разработку технологий и технических средств для повышения качества и снижения стоимости

строительства скважин. В соответствии с пп. 2 и 3 области исследований в диссертацг, онном исследовании рассмотрены задачи взаимодействия нарушенного массива горны пород при бурении скважин с крепью на различных этапах строительства скважин с целью проектирования конструкции скважин и технологии бурения, а также рассмотрен! физико-химические процессы в горных породах, буровых и цементных растворах с це лью оптимизации рецептур технологических жидкостей для строительства скважин.

Апробация и реализация результатов диссертации. Основные положения диссертационной работы докладывались на секциях научно-технического Совета ОАО «Га зпром» (Ставрополь, 2005 г.): на международных научно-практических конференциях: «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин» (Кисловодск, 2005 г.), «Проблемы добычи газа и газового конденсата» (Кисловодск, 2006, 2007, 2008 гг.); научно-практических конференциях молодых специалистов и ученых ОАО «СевКав-НИПИгаз» (Ставрополь, 2006, 2007 гг.), на кафедре «Геофизика, техника разведки и бурения нефтегазовых скважин» Южно-Российского государственного технического университета (Новочеркасский политехнический институт) (Новочеркасск, 2006г.), на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Северо-Кавказского государственного технического университета (Ставрополь, 2011 г.).

Полученные результаты и выводы были использованы при бурении скважин на Заполярном НГКМ.

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в 14 печатных изданиях, в т.ч. в 9 изданиях, рекомендуемых ВАК РФ.

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 161 страницах печатного текста. Работа содержит 29 рисунков, 33 таблицы и список использованных источников из 110 наименований.

При работе над диссертацией автор пользовался советами и консультациями: докторов наук, профессоров A.A. Переймы, Ю.М. Проселкова, K.M. Тагирова, А.Я. Третьяка, В.А. Толпаева и др.; кандидатов наук Ю.А. Воропаева, Ю.К. Димитриади, A.B. Полозкова, Ю.А. Пули, [О.В. Тернового. Всем им автор выражает глубокую благодарность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследований, отмечены новизна и практическая значимость работы.

В первой главе диссертационной работы проведен анализ причин некачественного крепления обсадных колонн, применяемых технических и технологических решений для предотвращения их возникновения при строительстве скважин в условиях ММП на

есторождениях Крайнего Севера. Исследованы основные причины осложнений при урешш и креплении скважин в условиях ММП на месторождениях Восточной и Запад-ой Сибири, а также за рубежом. Изучен и исследован большой объем промысловых атеришюв Заполярного НГКМ по строительству скважин.

Обобщены ранее полученные сведения о геокриологических условиях проводки иовых и газоконденсатных скважин на Заполярном нефтегазоконденсатном месторож-ении, строении геокриологического разреза и распределении температур в криолито-эне.

Анализ промысловых данных по законченным строительством скважинам пока-зл, что основные факторы, влияющие на качество бурения и крепления скважин в риолитозоне, определяются геокриологическими и технологическими условиями про-одки скважин в зонах ММП.

Проанализированы результаты исследований, которые ранее выполнялись уче-ыми в области:

- геокриологических условий на нефтегазовых месторождениях (Ю.Б. Баду, И.Ю. «ыковым, И.А. Зинченко, М.В. Кондаковым, Ю.В. Коротаевым, A.B. Полозковым, К.А. Толозковым, З.С. Салиховым, В.С.Якушевым, и др.);

- механизма осложнений, их взаимосвязи с ММП, факторов, влияющих на дина-гику развития осложнений при строительстве и эксплуатации скважин в криолитозоне О.Ф. Андреевым, Г.В. Арцимовичем, В.В. Бабулиным. Г.С. Грязновым, М.А. Гудма-юм, H.H. Кохманской, Ю.Ф. Макагоном, A.B. Марамзиным, Р.Н. Медведским, П.Б. Хдчиковым, A.B. Просоловым, A.A. Рязановым, М.В. Хомаком, В.Ф. Штоль и др.);

- теплового взаимодействия ствола скважины с мерзлым массивом, прогнозирования деформационного поведения металлической крепи (В.Т. Баловаевым, Э.А. Бондаревым, И.Ю. Быковым, В.Ф. Буслаевым, Г.Г. Габузовым, Б.И. Есьманом, Б.А. Красовицким, А.Г. Колесниковым, Б.Б. Кудряшовым, С.М. Кулиевым, И.М. Кутасовым, Д.В. Маршаком, Р.И. Медведским, А.Г. Минко, A.B. Полозковым, А.Г. Потаповой,

Ю.М. Проселковым, В.В. Соловьевым, А.Е. Тепловым, А.И. Чарным, А.Н. Щербань и др.).

Анализ отечественного и зарубежного опыта показал, что основной характеристикой ММП является льдистость пород, которая определяется при исследовании керна, отобранного в процессе бурения мерзлотных скважин, или с помощью геофизических исследований разреза.

Учитывая, что бурение скважин с отбором керна, является дорогостоящим процессом, автором в настоящей работе предложена методика разделения многолетнемерз-лых пород на участки, в различной степени склонных к осложнениям при строительстве

скважин, основывающаяся на комплексном анализе результатов геофизических иссле дований, исследований температурного режима, выполненных в процессе бурения па раметрических (мерзлотных) и эксплуатационных скважин, и литолого стратиграфической характеристике разреза ММП Заполярного НГКМ.

При разработке методики использованы альбом мерзлотных условий на скважи нах Заполярного НГКМ, разработанный ООО «Газпром ВНИИГАЗ», отраслевая клас сификация мерзлых пород по льдистости и собственные исследования автора.

При уточнении строения криолитозоны автором принята за основу подошва MMI Заполярного НГКМ, залегающая на глубине 427 м (по данным ООО «Газпром ВНИИ ГАЗ»). В качестве опорных для сопоставления разрезов ММП по эксплуатационньи скважинам Заполярного месторождения приняты мерзлотные скважины 314-м и 307-м пробуренные ООО «Криос», с отбором керна, в которых получена наиболее полная ли толого-стратиграфическая характеристика разреза ММП. В этих скважинах проведи комплекс ГИС, позволивший охарактеризовать толщу ММП с достаточной полнотой.

Анализ имеющихся ГИС показал, что комплексная интерпретация геофизически: материалов позволяет разделить породы по льдистости. Замеры температуры при уста новившемся тепловом режиме дают возможность отделить мерзлые породы от талых. На кривых термокаротажа мерзлые породы выделяются безградиентны.ми температур ными участками, а талые — ростом температуры с глубиной.

Для разделения толщи мерзлых пород помимо термометрии использовались также данные самопроизвольной поляризации (ПС) и кажущихся сопротивлений (КС) стандартного каротажа, кавернометрии по пробуренным скважинам. В скважинах, где отсутствуют данные по замеру температур, проводились приближенные оценки глубин залегания подошвы ММП и КЛЗ по данным электрокаротажа.

Посредством статистической обработки геофизических данных с учетом ранее выполненных работ другими авторами (И.А. Зинченко, A.B. Полозковым, К.А. Полоз-ковым и д.р.) в настоящей работе предложен вариант корреляции между величинами кажущегося электрического сопротивления и льдистостью, который позволил определять льдистость пород.

На диаграммах стандартного каротажа мерзлой толще соответствуют высокие электрические сопротивления пород. В интервалах залегания ММП кажущееся сопротивление, замеренное градиент — зондом (A2M0.5N), изменяется от 25 до 1550 0мм. Установлено, что чем выше льдистость пород, тем более высокие значения кажущегося удельного электрического сопротивления они имеют.

С помощью анализа кавернометрии разрез разделен на участки, склонные к раз-ушению в процессе бурения, а с помощью акустического каротажа - по скорости рас-ространения звука в монолитных льдистых и в других разностях.

Сопоставление вышеуказанных ГИС с замерами естественного гамма-излучения ород позволило установить склонность ММП, в зависимости от литологического со-тава, к образованию каверн.

С помощью предложенной методики выявлены основные закономерности в обра-овании каверн при бурении скважин в ММП, а также детализирована геокриологиче-кая модель ММП Заполярного НГКМ. Геокриологический разрез ММП иллюстрирует-я корреляционными схемами с севера на тог и с запада на восток (рисунок 1) и картами ьдистости. ___

ш §0 и н 5 'J s ag ig e 3 Ssi 3 * * 1"' Ckb. 2223 ii кит (>,1.1. U lllllll 4M Ckb 2171 CKB. 2080 117.) Ii IMWii 'ч. Ii", р.-. u о t Скв 2235 u ¡n: fiu.u I i" '.III 1 IJI.ll Hl-lIQ

и ________- -.-- ■ Ш ~:35<>

1Ы.1 _=nr : : m=43: • m - 13 t

1 II Sg Sa i 100 200 : :K„-»5 10'

% :n 1 ------- К ... ö . / ; m M К - J . in =125 - I 1,34 m - 235 i i-

X < u m '=86' - ic • .ro'

до = 2 300 : к,,,,« l, И- •

К я ni -56 ; in m

< о II 400 m=76 : k 1 m=68 ...........K.. .:.).. .. У'-КЮ=:ЧД8 :

Ш !й/

Чг ä« 500 /

f ft ]

I пески CJHJD сУпесь П^П оторфопаяиость I суглинки Р П глина---- подошва ММП;

Рисунок 1 - Корелляциоиная схема этажей льдистости с запада на восток Заполярного НГКМ

Автором предложено участки разреза, склонные к осложнениям, с идентичными наборами свойств, называть этажами льдистости. В большинстве разрезов установлено двухэтажное строение криолитозоны с преобладанием высокольдистых пород в верхней части. Однако встречаются и трехэтажные разрезы, в которых третий этаж имеет значения льдистости, не превышающие 2-10 %.

Классификация скважин по сложности геокриологических условий и сопоставление строения разреза криолитозоны, низкотемпературных пород с предложенной По-лозковым A.B., Потаповым А.Г. и др. градацией мерзлоты позволили определить глуби-

ны установки башмаков колонн в мерзлых глинистых отложениях, где кавернозность минимальная.

При проектировании размещения скважин наиболее благоприятными для устойчивого состояния крепи кондуктора являются зоны гипсометрически повышенных участков подошвы ММП, поэтому для обеспечения качественного крепления направления рекомендуется использовать в практических целях структурную поверхность подошвы I этажа льдистости.

В данной главе также рассмотрены применяемые в практике методы, направленные на повышение качества строительства и крепления скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород.

Проведенный анализ показал необходимость совершенствования технологии бурения и крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород, позволил определить основные задачи и пути их решения для достижения поставленной цели работы.

Во второй главе предложен алгоритм расчета радиусов протаивания ММП при бурении скважин, учитывающий температуры восходящего и нисходящего потоков раствора, мощность выделения тепла при работе долота. С помощью алгоритма выполнен расчет радиусов протаивания многолетнемерзлых пород при бурении скважин с учетом строения криолитозоны.

Проектирование скважин на месторождениях в районах Крайнего Севера РФ требует строгого учета теплового взаимодействия разбуриваемых ММП с буровым раствором и долотом. В частности, при бурении скважины под кондуктор особенно важно минимизировать растепление и таяние льда в прилегающих к скважине ММП, поскольку это приводит к кавернообразованию и не позволяет провести качественного цементирования скважины.

Исследования термодинамических режимов работы скважин проводили Корота-ев Ю.П., Чарный И.А., Чекалюк Э.Б., Ермилов О.М., Robinson D.V., Huston J.M. и др. В работах названных авторов исследование термодинамических режимов протаивания ММП с последующим фазовым переходом воды изо льда в жидкое состояние основывалось на решениях задач Стефана (плоских, осесимметричных. и сферических) о перемещениях границы фазового перехода. Естественно, это весьма сложные решения задач теплопроводности при заранее неизвестной и подвижной границе фазового перехода.

Существенные корректировки в расчеты радиусов растепления ММП вокруг строящихся скважин вносят последние открытия по особенностям классического фазового перехода «лед-вода». Так, исследованиями сотрудников Института проблем нефти и газа РАН под руководством И.А. Володина установлено, что плавление льда в пористых средах начинается при температурах существенно более низких, чем 0° С (273 К).

В зависимости от характерного размера пор сдвиг температуры плавления льда может досгигать 20 и более градусов. В частности, в песчаных образцах, содержащих глину, в которой характерный размер пор порядка нескольких нанометров, плавление льда начинается при температуре Т=248 К. Факт присутствия в почвах и породах жидкой фазы при глубоко отрицательных температурах имеет важнейшее значение при планировании и проведении работ по строительству скважин в районах Крайнего Севера.

Согласно исследованиям Б.И. Есьмана и Г.Г. Габузова1, количество тепла, выделяющееся при работе долота на забое и при трении потока жидкости, можно не учитывать. Растепление ММП практически осуществляется только за счет тепловой энергии, поступающей в скважину с буровым раствором.

Для расчета радиусов протаивания многолетнемерзлой породы вокруг строящейся скважины соискатель предложил авторский алгоритм. В основу алгоритма положено уравнение теплового баланса, в котором применяются фактические температуры бурового раствора на входе в бурильную колонну и на выходе из неё, а также теоретическое значение температуры бурового раствора на выходе из колонны в воображаемой скважине с теплоизолированной боковой поверхностью.

Предлагаемый алгоритм расчета радиусов протаивания ММП основан на совместном применении стандартных физических уравнений теплового баланса и полуэмпирических формул распределения отданного буровым раствором тепла вдоль отдельных участков скважины. Достоинством алгоритма являются следующие факторы: 1). Физическая ясность и несложность расчетных формул. 2). Применение в расчетах реальных текущих данных по скорости проводки ствола скважины и температурам бурового раствора на входе и выходе, замеряемым в процессе бурения. 3). Возможность применения метода к пластам со слоистой неоднородностью.

Для учета границы фазового перехода диссертант предлагает применять введенный ранее ЧарнымИ.А. радиус теплового влияния скважины - «расстояние от оси скважины до точек, где сохраняется естественная температура пласта». Это позволяет значительно снизить математическую трудность расчета радиусов протаивания ММП при бурении скважины под кондуктор и вместо решения краевой задачи Стефана использовать уравнения теплового баланса.

При расчете радиусов протаивания ММП вокруг строящейся скважины рассмотрены два случая. Первый случай, когда на растепление льда, находящегося в окружающей скважину породе, расходуется тепловая энергия только лишь одного бурового рас-

' Есьман Е.И.,Габузов Г.Г. Термогидравлические процессы при бурении скважин. М.:, «Недра», 1991.-С. 58.

твора. Второй случай, когда учитывается как тепло выделяемое буровым раствором, так и тепло, выделяемое долотом.

Положительным моментом двух предложенных приближенных методов решения является то, что расчет радиусов протаивания ведется по реальным данным об изменении температуры бурового раствора, температурам фазового перехода «лед-вода», скорости разбуривания породы и скорости циркуляции раствора.

В процессе бурения скважины по буровой колонне (1) вниз к долоту направляется буровой раствор (3), который затем выходит из отверстий долота и направляется обратно вверх (4), как схематически показано на рисунке 2.

Д3 X

• 1 2 х+дх

Т,(х)

Уп

1 вс

1 — сегмент буровой колонны; 2 - сегмент ствола скважины; 3 - нисходящий поток бурового раствора; 4 — восходящий поток бурового раствора;

Рисунок 2 - Расчетная схема теплового взаимодействия нисходящего и восходящего потоков бурового раствора

Температуры нисходящего (3) и восходящего (4) потоков бурового раствора обозначены соответственно, как Т0(х) и Т^х). Через X и I соответственно обозначены декартовые координаты текущей точки наблюдения и местоположения долота. Начало отсчета на направленной вертикально вниз координатной оси X идет от дневной поверхности.

По теории Чарного И.А., тепловая энергия я„(Ь, ЛЬ), необходимая для нагрева породы пласта в окружающем скважину цилиндрическом объеме с радиусом ЩЬ) и высотой от Ь до 1т+ДЬ от начальной температуры пласта ТП(Ъ) до температуры плавления льда 0°С=273 К, находится по формуле

гс-[я'(А)-г/] -с„(к)'¿к

Яя(КАИ) = -

2 1п

■[273-ТМ

(1)

где, г0- радиус колонны, м.

В формуле (1) вместо температуры плавления 273°К (соответствующей классическим представлениям о плавлении льда в пористых средах), автор предлагает указывать температуру плавления Тплел.

Количество тепла, отданного буровым раствором ММП пласта в слое, расположенном между сечениями Ь| и Ь2, будет равно:

где = + 1 -вы-х

переменный поправочный коэффициент, вы-

Т ( Г Т Т

/Л-1У V * г

числяемый по замеряемым значениям температуры бурового раствора на входе в буровую колонну и выходе из нее; Г;(/г,х)- температура бурового раствора в восходящем потоке на высоте /г в момент, когда долото работает на глубине X; д1(х)- интенсивность подачи бурового раствора, м3/сек; У(рс)- скорость движения бурового долота, м/сек.

На тех участках [КЬ+ДИ], на которых выполняется неравенство ЛЬ)2^Ц(Ь, ДЬ), будет наблюдаться фазовый переход воды из твердого (лед) в жидкое состояние. Поэтому далее на таких участках определяем количество тепла (^(Ь+ДЬ), расходуемого на плавление льда:

2т(Ь,Ь + АЬ) = двв(И,Л11)-дн(Ь,АИ) (3)

Затем определяем КП[|(Ь.Ь+Л11) радиус протаивания мерзлой породы вокруг скважины в цилиндрическом слое пласта от И до Ь+ДЬ:

<4)

где, Сл.,- количество тепла, расходуемое на плавление льда, Дж; Ь -удельная скрытая объемная теплота плавления льда, Дж/кг; со - объемная льдистость породы, кг/м3;

В формуле (4) скрытая объемная теплота плавления льда £ берется равной теплоте плавления льда при нормальных физических условиях. Однако по современным представлениям о фазовом переходе «лед-вода» в пористых средах, объемная теплота плавления может зависеть от размеров микропор, и поэтому она может отличаться от классического значения коэффициента Ь для свободной воды. На разных глубинах ММП коэффициент Ь может быть различен, поэтому в формуле (4) правильнее записывать функцию Цк), а не постоянный коэффициент Ь.

На рисунке 3 приведены результаты расчета радиусов протаивания породы вокруг скважины, согласно предлагаемой методике.

Из графика видно, что наибольшее протаивание ММП вокруг скважины будет наблюдаться в верхних слоях пласта, близких к дневной поверхности.

На рисунке 4 представлена схема теплового взаимодействия нисходящего и восходящего потоков бурового раствора в процессе бурения скважины под кондуктор. Вос-

ходящий поток бурового раствора выносит на дневную поверхность шлам разбуренной породы и воду, получающуюся при таянии льда ММП.

0,46 0,4 0,35 ОЛ 0,25

Рисунок 3 - График распределения радиусов протаивания породы вокруг скважины

Буровой раствор, имея на входе начальную температуру Твх, двигаясь вниз по бурильной колонне, доходит до долота и получает от него дополнительное количество тепла, выделяемого долотом при работе. Поэтому температура Т0(х) в нисходящем потоке бурового раствора растет по пути к долоту, как это показано в виде графика зеле-

Рисунок 4 - Схема распределения температур в нисходящем (зеленая линия) и восходящем потоках бурового раствора для случаев, когда стенка скважины теплоизолирована ( синяя линия) от окружающей породы и когда есть тепловой контакт с окружающей ММП (красная

линия)

Скорость роста температуры нисходящего потока различна на разных участках. Точка излома графика зеленого цвета соответствует началу участка интенсивного тепловыделения, исходящего от работающего долота. Дополнительно нагретый работающим долотом буровой раствор выходит из отверстий долота и далее движется вверх,

я™., (м)

1-.......- : --------- 1 1".....

... .......... ..........Т " Г...... .......-.1-........!.....-...... —........___..... ............1..............|..... ... ; ., ........!......I "

о 20 40 60 80 100 120 140 160 180

вынося шлам от разбуренной породы и подогревая его до своей температуры, а также растапливая лед в разбуренной М]МП.

Поэтому при обратном движении вверх температура бурового раствора в восходящем потоке падает. Во-первых, вследствие теплопотерь на подогрев шлама и растепление содержащегося в шламе льда. Во-вторых, вследствие теплообмена через стенку бурильной трубы с «холодным» нисходящим потоком. Если не учитывать теплового взаимодействия восходящего потока бурового раствора с окружающими ММП (предположим, что стенка разбуренной скважины каким-то образом теплоизолирована от окружающей породы), то падение температуры Т^х) по пути вверх в восходящем потоке на рисунке 4 будет определяться графиком синего цвета. Если не учитывать теплообмена с окружающей ММП, то на выходе буровой раствор, как показывают расчеты, будет иметь температуру Т вьк более высокую, чем на входе Твх.

Разработанный алгоритм расчета радиусов изотермического фронта протаивания ММП при бурении скважин позволяет выбрать оптимальную температуру входящего потока, сформулировать требования к буровым и тампонажньш растворам, обосновать рациональную глубину спуска кондуктора и технологию цементирования скважин.

В третьей главе приведены результаты исследования факторов, влияющих на качество крепления скважин в криолитозоне, изучено влияние промывочной жидкости на состояние ствола и процесса кавернообразования при бурении скважин в условиях многолетнемерзлых пород. Исследована устойчивость кондуктора при растеплении в зонах многолетнемерзлых пород в процессе бурения и промывки скважин.

Количественная оценка факторов влияния на динамику осложнений (геокриологические, термические, техногенные) позволяет изучить интенсивность развития термодинамических процессов с целыо обоснования решений по выбору термозащитных мер для обеспечения надежной работы конструкции скважины в криолитозоне.

Физико-механические характеристики пород криолитозоны имеют особое значение при выборе технологии строительства скважин. Скважина считается качественно построенной в интервале залегания ММП, если в результате применения выбранной конструкции и технологии строительства обеспечивается коэффициент кавернообразования Кгав<1,3 (по объему ). Таким образом, Ккав является контролирующим параметром для обеспечения номинальности ствола и исходным - для прогноза качества цементирования, вероятности смятия обсадных колонны при обратном промерзании и применения термозащитных мер.

Суммарная льдистость характеризуется отношением содержащегося объема льда к объему мерзлого грунта. При высокой льдистости более 0,2 в просадочных ММП при оттаивании ММП вероятность осадки опаявших пород очень высокая, особенно в приустьевой зоне. К скважине должны быть применены термозащитные меры. При льди-

стости менее 0,2 конструкция скважины не требует термозащитного оборудования и может быть сооружена по традиционным технологиям.

На Заполярном НГКМ в скважинах и кустах с просадочными, кавернозными зонами ММП имеет место повышенная степень просадки обычно до глубины 150 м. Сложные термобарические условия и наличие неустойчивых мерзлых просадочньк и кавернозных пород в криолитозоне, в т.ч. прилегающих к поверхности жильных и пластовых льдов, требуют разработки технических требований к конструкциям эксплуатационных скважин, с использованием теплоизолированных обсадных труб (для направления и кондуктора), с целью перекрытия ММП.

Для совершенствования технологии бурения и крепления скважин в криолитозо-нах, автором исследовано влияние промывочной жидкости на состояние пород в стволе скважины.

Промыслово-геофизические материалы по 42 скважинам Заполярного месторождения позволили выделить и подсчитать объемы каверн в разрезе ММП. Согласно полученной зависимости при средневзвешенной минимальной льдистости (50 - 70 кг/м3) объем кавернообразования минимален, при средневзвешенной льдистости 200 кг/м3 объем каверн приближается к двум номинальным объемам скважины (рисунок 5).

я >

Льдистостъ средневзвешенная по разрезу (га), кг/м3

Рисунок 5 - Зависимость между объемом каверн и средневзвешенной льдистостью

разреза ММП

При выборе температуры бурового раствора важным фактором является льди-стость проектного разреза ММП, так как при максимальной средневзвешенной льдистости по разрезу 195 - 203 кг/м3 температура выходящего бурового раствора составляла 2,75 - 6,23 °С и минимальной льдистости 128 кг/м3 — 15,69 °С.

В целом, по Заполярному НГКМ с возрастанием льдистости разреза наблюдается уменьшение температуры бурового раствора на выходе (рисунок 6), что свидетельствует о его охлаждении за счет оттаявшего и обрушившегося мерзлого грунта.

Температура раствора, С

Если принять начальную температуру бурового раствора во всех скважинах равной 17 °С, то максимальная разница температур на входе и выходе скважины при льдистости более 400 кг/м3 будет составлять 13 'С.

Установленная корреляционная зависимость между механической скоростью бурения и температурой бурового раствора свидетельствует о том, что со снижением температуры бурового раствора растет механическая скорость (рисунок 7).

Температура раствора, "С

Установлено, что при увеличении нагрузки на долото температура бурового раствора увеличивается за счет теплоты, образующейся при разрушении горных пород.

Влияние указанного фактора является настолько значительным, что температура бурового раствора на выходе в процессе бурения скважин на Заполярном месторождении зачастую оказывается выше, чем на входе (рисунок 8).

СКВ. 2174

Рисунок 8 - Зависимость температурь] бу-

рового раствора на выходе от нагрузки на долото в процессе бурения скважин на

Заполярном НГКМ

нагрузка на долото, т

При строительстве скважин в криолитозоне возникают проблемы с регулированием параметров незамерзающих промывочных жидкостей. Промысловый опыт показал, что процессы кавернообразования возможно предотвратить с помощью выбора оптимальной температуры промывочной жидкости и за счет использования малоглинистых полимернасыщенных и калий-ингибированных буровых растворов.

Исследования показали, что при правильном выборе температуры входящего потока. состава промывочной жидкости и оптимального гидравлического режима циркуляции, возможно обеспечить высокую механическую скорость бурения, что позволит снизить время контакта оурового раствора с мерзлыми породами на стенках скважины и, как следствие, предотвратить отрицательное влияние температуры на устойчивость ММП.

Изучение фактических промысловых данных показывает, что можно предотвратить протаивание льдистых пород при бурении скважин в зонах ММП на Заполярном НГКМ, если обеспечить температуру бурового раствора в пределах - 6 °С. Так, по нашим расчетам, для скважины № 2051 общее количество теплоты, поступившее в

скважину в процессе бурения под кондуктор, составило 39 452,30 кДж при температуре бурового раствора 17 °С, при этом суммарное количество теплоты, образовавшееся за счет разрушения горных пород, равно 8 734,08 кДж, что соответствует нагреву промывочной жидкости на 3,73 °С, то есть, если бы подача бурового раствора осуществлялась с температурой минус 3,73 "С, то на выходе его температура составила бы 0 °С.

Анализ влияния различных свойств промывочных сред позволил обосновать требования к буровым растворам доя промывки скважины, максимально удовлетворяющие требованиям строительства скважин в условиях МГ1П.

Установлено, что при бурении скважин Заполярного НГКМ в зоне ММП оптимальная температура бурового раствора на входе в скважину от -3,7 до -6 °С, также первоначальный циркулирующий объем бурового раствора не должен пре-

вышать 1,2-1.75 объема скважины с целью его интенсивного охлаждения отрицательной температурой мерзлых пород.

В данной главе изучен отечественный и зарубежный опыт устойчивости кондуктора при растеплении в зонах ММП в процессе бурения и промывки скважин. Для этого проводился анализ качества крепления кондуктора эксплуатационных скважин в условиях ММП. При цементировании скважин на Заполярном месторождении, по данным интерпретации АКЦ, наблюдается чередование интервалов: отсутствия—»плохого—1•частичного—► полного сцепления цементного камня с колонной. При этом возможно отсутствие одного или нескольких интервалов. В общем случае качество сцепления цементного камня с колонной возрастает с уменьшением коэффициента ка-вернозности. Достижение качественного сцепления цементного камня возможно в том случае, если на момент цементирования кондуктора коэффициент кавернозности по стволу будет изменяться в пределах 1,03 — 1,10.

Вокруг устья скважины при протаивании ММП при сползании пород по мере их оттаивания в зазор вокруг скважины формируется конусная воронка. Если породы, прилегающие к поверхности, обладают повышенной устойчивостью при протаивании, то возможно образование кольцевой воронки. Глубина провала кольцевой воронки не зависит от продолжительности эксплуатации скважин и определяется просадочностью разреза зон с ММП. а также объемом незаполненных каверн.

Продольная устойчивость крепи, определяемая как критическая длина крепи, должна быть больше длины участка крепи, освободившегося от опоры на мерзлые породы в результате их оттаивания под воздействием теплового потока добываемого флюида. Для скважин Заполярного НГКМ допустимая длина крепи составляет 9,7 м. Анализ показывает, что в 65 % скважин Заполярного месторождения просадочность разреза превышает допустимую длину крепи скважины.

Установлено, что наиболее оптимальный срок строительства кондуктора должен составлять 30 - 40 часов. В этом случае объем каверн составит 30 % от номинального объема скважины.

В четвертой главе приведены результаты совершенствования технологии, повышающей качество крепления скважин в условиях ММП. На основании полученных результатов в предыдущих главах разработан состав полимерглинистого раствора, предложена усовершенствованная конструкция скважины и технология крепления скважины, позволяющие снизить негативное влияние на ММП.

Наиболее эффективными для бурения скважин в ММП являются промывочные жидкости - гетерогенные системы, сохраняющие свои основные технологические характеристики в интервале отрицательных рабочих температур. Повышение качества применяемых буровых растворов может быть обеспечено использованием новых компонентов многофункционального действия. Для управления реологической характери-

стикой бурового раствора предложено применять биополимеры в сочетании с другими полисахаридами, обеспечивающими наиболее высокие показатели эффективной вязкости в области низких градиентов скорости сдвига. В связи с этим проведены комплексные исследования новых полимеров, смазок, материалов, химических реагентов. Для определения и управления реологическими показателями бурового раствора применена реологическая модель Гершеля — Балкли.

Для снижения величины каверноообразования при бурении горных пород, подверженных тепловому и эрозионному разрушению, нами рекомендуется следующий состав ПГБР: Глинопорошокт-Биополимер «Биоксан»+Полианионная целлюлоза «Осно-пак-Н»+Смазочный реагент ССД+Вода. При необходимости в ПГБР вводится пеногаси-тель («Пентакс»), бактерицид («ИетаЫс!») и утяжелитель.

Особенности ПГБР заключаются в повышении эффективности бурения скважин в ММП за счёт использования незамерзающего при отрицательных температурах бурового раствора, имеющего улучшенные псевдопластические свойства. Проведенные лабораторные исследования показали, что разработанный буровой раствор обладает повышенными удерживающими и транспортирующими способностями, обеспечивает высокую степень очистки стенок скважины, сниженную скорость растепления ММП, что предотвращает кавернообразование и разрушение стенок скважины и, как следствие, обеспечивает длительное сохранение ствола скважины в устойчивом состоянии.

Для сложных геокриологических условий ММП требованиями к тампонажным растворам нормальной и пониженной плотности являются: способность схватываться в короткий период после окончания продавки, твердеть и набирать необходимую прочность при существующих в закол он ном пространстве температурах; обладать требуемыми реологическими свойствами тампонажного раствора в течение всего времени цементирования скважины, низкой водоотдачей и нулевым водоотстоем; жидкая фаза тампонажного раствора не должна содержать солей, эффективно снижающих температуру фазового перехода воды в лед в зоне контакта с ММП.

Установлено, что температура ММП на Заполярном НГКМ находится в пределах от минус 2 °С до минус 5 °С. Для сохранения оптимального температурного режима с целью интенсивного охлаждения отрицательной температурой мерзлых пород температура тампонажного раствора перед закачиванием в скважину рекомендуется 8 - 10 °С.

Установлено, что объем буферной жидкости при цементировании кондукторов должен составлять не более 10% от объема первоначально циркулирующего объема бурового раствора. Буферная жидкость должна быть морозостойкой и близкой по температурным показателям к промывочной жидкости. Применение жидкостей с такими характеристиками позволяет предупреждать и предотвращать растепление ММП, и как след-

ствие, повышать качество цементирования обсадной колонны скважины в соответствующих условиях.

Учитывая, что теплоизоляционный пояс в заколонном пространстве при цементировании позволяет предотвратить негативное воздействие теплообмена на качество формирования цементного камня и его сцепление с породой, то при совершенствовании технологии крепления скважины автором предложены состав тампонажного раствора, буферной жидкости, в т.ч. выполняющей функции термопояса, и технология их закачки с учетом геологической особенности интервала крепления зон ММП.

С учетом результатов проведенных исследований усовершенствована технология цементирования скважин в условиях ММП, которая нашла применение на месторождениях Крайнего Севера.

Таким образом, проведенные исследования позволили сделать автором выводы и сформулировать рекомендации по совершенствованию технологии крепления скважин в условиях ММП.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнен анализ промысловых и литературных данных, обобщены теоретические, экспериментальные и промысловые исследования, позволившие разработать методику разделения многолетнемерзлых пород на участки, в различной степени склонных к осложнениям.

2. Детализирована геокриологическая модель зоны многолетнемерзлых пород, обоснована закономерность ее распространения по вертикали и по площади, позволяющая правильно выбрать технологию строительства скважин, обеспечивающую продольную устойчивость ее крепи.

3. Установлено влияние температуры входящего потока промывочной жидкости, осевой нагрузки на долото в процессе бурения на интенсивность кавернообразования в зоне ММП.

4. Усовершенствована методика расчета радиусов протаивания ММП, учитывающая различные мощности выделения тепла при работе долота, произведен расчет радиусов протаивания ММП.

5. Установлено, что наибольшие радиусы протаивания характерны для пород с меньшей льдистостыо, при этом разрушение и размыв пород происходит в основном в интервалах с повышенной льдистостыо.

6. Обоснован оптимальный режим бурения с учетом температурного режима восходящего и нисходящего потоков при углублении под кондуктор и выбор оптимальной скорости проходки.

7. Исследованы основные факторы теплового воздействия промывочной жидкости на мерзлые породы при бурении скважин, влияющие на надежность конструкции скважин в условиях ММП.

8. Рекомендовано с целью повышения качества строительства скважин для каждой скважины с учетом геокриологических особенностей разреза ММП разрабатывать оптимальный температурный режим. Для Заполярного НГТСМ наиболее целесообразным является бурение с промывочными жидкостями с температурой от минус 3,7 °С до минус 6 °С.

9. Сформулированы требования к буровым промывочным растворам для бурения в ММП, в том числе с позиций обеспечения качественного крепления скважин, и разработан состав полимерглинистого бурового раствора, наиболее полно удовлетворяющий этим требованиям.

10. Обоснована необходимость модернизации конструкций и технологии крепления скважин в зонах ММП, для чего составлены карты глубин залегания подошвы ММП и ЮТЗ Заполярног о НГКМ. Установлено, что при проектировании размещения скважин наиболее благоприятными для устойчивого состояния крепи кондуктора являются зоны гипсометрически повышенных участков подошвы ММП.

11. На основе выполненных исследований усовершенствована конструкция скважины и технология крепления в условиях ММП, учитывающая выбор состава тампо-нажного раствора и буферной жидкости, в том числе выполняющей функции термопояса.

12. Результаты внедрения подтвердили эффективность разработок, позволили повысить качество крепления и надежность скважин. Экономический эффект от внедрения способа цементирования составил 22,2 млн. руб.

СПИСОК РАБОТ, В КОТОРЫХ ОПУБЛИКОВАНЫ ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ДИССЕРТАЦИИ:

1. Прогноз устойчивости кондуктора при растеплении в зонах многолетнемерзлых пород в процессе бурения и эксплуатации скважин / P.A. Гасумов, Ю.В. Терновой, С.Н. Королев, О. С. Кондренко // Нефтепромысловое дело. 2005. № 11. С. 8 - 13 (список ВАК).

2. Особенности строительства скважин при проходке в многолетнемерзлых породах севера Западной Сибири / P.A. Гасумов, Ю.В. Терновой, О.С. Кондренко, С.Н. Королев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. № 9. С. 4- 12 (список ВАК).

3. Теплоизоляция колоны НКТ в зоне ММП / P.A. Гасумов, В.Г. Мосиенко, М.Н. Пономаренко, О.С. Кондренко, Л.Г. Швец // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. № 9. С. 35 - 37 (список ВАК).

4. Факторы, влияющие на качество крепления скважин месторождений Крайнего Севера / О. С. Кондренко, P.A. Гасумов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. № 9. С. 57 - 62 (список ВАК).

5. Кондренко О.С. Буровые растворы для вскрытия пластов в условиях многолет-немерзлых пород // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009. № 10. С. 22 - 24 (список ВАК).

6. Основные доминирующие факторы теплового воздействия на мерзлые породы при бурении скважин в криолитозонах / О.С. Кондренко, P.A. Гасумов, Э.Р. Гасумов // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. 2010. №2(23). С. 5 - 12 (список ВАК).

7. Биополимерные глинистые буровые растворы для проводки скважин в зоне многолетнемерзлых пород / A.A. Перейма, О.С. Кондренко, Ю.С. Минченко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2011. № 1. С. 28 - 32 (список ВАК).

8. Расчет изотермического фронта протаивапия многолетнемерзлой породы по (анным, полученным при проводке скважины / P.A. Гасумов, В.А. Толпаев, О.С. Кондренко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2011. fc 2. С. 37 - 41 (список ВАК).

9. Вывод уравнений для приближенного расчета температуры бурового раствора при бурении скважины в многолетнемерзлой породе / P.A. Гасумов, В.А. Толпаев, О.С. Сондренко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2011. №4. С. 60 - 64 (список ВАК).

10. Исследование факторов, влияющих на качество крепления скважин (на примере Заполярного месторождения) / P.A. Гасумов, Ю.В. Терновой, О.С. Кондренко, С.Н. Королев // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: Сб. докл. межд. науч.-практ. конф. (Кисловодск, 24 - 28 окт. 2005). - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. - С. 108-115.

11. Особенности строительства скважин при проходке в многолетнемерзлых породах севера Западной Сибири / P.A. Гасумов, Ю.В. Терновой, О.С. Кондренко, С.Н. Королев // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: Сб. докл. межд. науч,-практ. конф. (Кисловодск, 24 - 28 окт. 2005). - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. - С. 153- 168.

12. Результаты исследований биополимерглинистых растворов для бурения скважин в многолетнемерзлых породах / A.A. Перейма, О.С. Кондренко, Ю.С. Минченко // Тез. докл. IV науч.-практ. конф. молод, уч. и спец. (Ставрополь, 25-29 окт. 2010). -Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2010. - С.69 -71.

13. Полуэмпирический метод расчета изотермического фронта протаивания многолетнемерзлой породы при проводке скважины / О.С. Кондренко, Ф.В. Колесников, Ю.С. Петлина // Тез. докл. IV науч.-практ. конф. молод, уч. и спец. (Ставрополь, 25-29 окт. 2010). - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2010. - С. 72 - 73.

14. Вывод уравнений для приближенного расчета температуры бурового раствора при бурении скважины в многолетнемерзлой породе / P.A. Гасумов, В.А. Толпаев, О.С. Кондренко // Ученые записки Забайкальского государственного гуманитарно-педагогического университета им. Н.Г. Чернышевского. Серия «Физика, математика, техника, технология». - 2011. - №3(38). - С.60 - 64.

КОНДРЕНКО ОЛЕГ СЕРГЕЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД (НА ПРИМЕРЕ ЗАПОЛЯРНОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано к печати 12.04.2012 г. Формат 60x84 1/16 Бумага офсетная. Печать ротапршггная. Усл. печ. л. 1,0 Тираж 105 экз. Заказ № 350 Отпечатано в типографии ООО «Рекламно-информационное агентство на КМВ», г. Пятигорск, ул. Февральская, 54. Тел. (879-3) 33-36-56, тел. / факс (879-3) 39-09-03.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кондренко, Олег Сергеевич, Ставрополь

61 12-5/3587

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ» (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

На правах рукописи

КОНДРЕНКО ОЛЕГ СЕРГЕЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД

(НА ПРИМЕРЕ ЗАПОЛЯРНОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Специальность 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -Гасумов Рамиз Алиджавад - оглы,

доктор технических наук, профессор

Ставрополь 2012

СОДЕРЖАНИЕ

Обозначения и сокращения...............................................................................4

Введение.................................................................................................................6

1. Анализ состояния строительства газовых и газоконденсатных скважин в криолитозонах..................................................................................12

1.1 Особенности строительства газовых и газоконденсатных скважин

в криолитозонах................................................................................................12

1.2 Осложнения на скважинах и требования к качеству строительства скважин в криолитозоне..................................................................................20

1.3 Геокриологические условия Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения.................................................................................................. 28

1.4 Анализ применяемых методов, направленных на повышение качества бурения и крепления скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород...............................................................................48

2. Алгоритм расчета радиусов изотермического фронта протаивания многолетнемерзлых пород при бурении скважин........................................57

2.1 Обоснование алгоритма расчета радиуса протаивания многолетнемерзлых пород, учитывающего температуры восходящего и нисходящего потоков раствора, мощность выделения тепла при

работе долота....................................................................................................57

2.2 Расчет радиусов изотермического фронта протаивания

многолетнемерзлых пород при бурении........................................................78

3. Исследование факторов, влияющих на качество крепления скважин

в условиях ММП..................................................................................................83

3.1 Исследование влияния промывочной жидкости и времени воздействия на устойчивость зоны ММП при бурении и креплении скважин..............................................................................................................83

3.2 Исследование факторов, влияющих на надежность конструкции скважин в условиях ММП...............................................................................97

3.3 Исследование факторов, влияющих на качество цементирования

скважин..............................................................................................................114

4. Совершенствование технологии, повышающей качество крепления скважины в условиях ММП..............................................................................118

4.1 Исследование и разработка полимерглинистого бурового раствора

для бурения скважин в условиях ММП.........................................................118

4.2 Совершенствование технологии крепления скважин в условиях

ММП..................................................................................................................140

4.3 Совершенствование технологии цементирования эксплуатационной колонны в условиях ММП.............................................................................148

4.4 Результаты опытно-промысловых испытаний и оценка экономической эффективности от внедрения результатов.........................154

Заключение...........................................................................................................160

Список использованных источников..............................................................162

Приложения..........................................................................................................174

Обозначения и сокращения

В настоящей диссертации применяются следующие термины с соответствующими определениями, обозначения и сокращения: БР - буровой раствор;

ВБР - высоковязкий биополимерный раствор; ГИС - геофизические исследования скважин; ГУ - геокриологические условия; ГК - гамма - каротаж;

НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение;

ИБР - ингибированный биополимерный раствор;

КРЭМ - крахмал экструзионный модифицированный;

КСД - комплексная смазывающая добавка;

КАО - критерий аварийной опасности;

KJI3 - криолитозона;

КС - кажущееся сопротивление;

КУЭС - кажущееся удельное электрическое сопротивление;

КЦ - качество цементирования;

МВИ - методика выполнения измерений;

MOCK - метод (специальной) обработки стандартного каротажа;

ММП - многолетнемерзлые породы;

ММПП - многолетнемерзлые просадочные породы;

MP - мраморная крошка;

НП - низкотемпературные породы;

ОЗЦ - ожидание затвердевания тампонажного раствора; ОЦК - отбивка высоты подъема цемента методом термометрии; ПАЦ - полианионная целлюлоза;

ПБТМ - порошок бентонитовый таганский модифицированный; ПГБР - полимерглинистый буровой раствор; ПДК - предельно допустимая концентрация; ПСБ - полисахаридная смесь буровая;

ПЦТ 1-50 - портландцемент тампонажный бездобавочный для низких и

нормальных температур; ПЦТ I-G-CC-1- портландцемент тампонажный бездобавочный с нормированными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,44;

CAT - скважинный акустический телевизор; СК - стандартный каротаж; Скв - скважина;

СОУ - сезонно действующее охлаждающее устройство; СНС - статическое напряжение сдвига; СКМ - смесь крахмалов модифицированных; ССД - специализированная смазывающая добавка; ТУ - технические условия;

TP (ЦР) - тампонажный раствор (цементный раствор);

УАО - уровень аварийной опасности;

УБР - утяжеленный биополимерный раствор;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства;

ЭГУ - элетрогидроимпульсная установка.

Введение

Актуальность исследования. Для поддержания достигнутого уровня добычи углеводородов одной из важнейших задач эксплуатации является необходимость ввода новых месторождений в осложненных горно-геологических и климатических условиях. В связи с этим возникает необходимость создания более совершенных технологических решений, позволяющих повысить качество строительства новых скважин, в т.ч. в условиях многолетнемерзлых пород.

Строительство скважин в условиях ММП отличается существенными осложнениями: из-за протаивания мерзлых пород деформируются и разрушаются наземные сооружения, теряет продольную устойчивость металлическая крепь скважины, получая наклон или волнообразный изгиб в связи с исчезновением контакта обсадных труб с устьем и стенками скважины; при обратном промерзании отмечаются смятия колонны. Все это приводит к разгерметизации или разрушениям скважинного сооружения, к появлению неуправляемых каналов прорыва углеводородного флюида из пласта на дневную поверхность, что сопровождается катастрофическими последствиями и определяет актуальность проблемы не только с технической, но и с экологической точки зрения.

Упомянутые выше осложнения предопределяются некачественным бурением и креплением скважин. При строительстве скважин в многолетнемерзлых породах наиболее характерными и распространенными осложнениями, влияющими на качество строительства скважин, являются осыпи и обвалы пород, размыв приустьевой зоны при бурении, поглощение тампонажного раствора при цементировании и, как следствие, - низкое качество цементирования кондуктора. В дальнейшем, при освоении и эксплуатации скважин в результате протаивания вокруг устья скважины образуются воронки - провалы, приводящие к потере продольной устойчивости конструкции скважин, разгерметизации колонн и их смятию при обратном промерзании пород. В этой связи при разработке рекомендаций по совершенствованию технологии бурения, крепления и эксплуатации скважин должны учитываться основные особенности строения ММП, которые могут быть получены при их детальном изучении. Поэтому раз-

работка новых более совершенных технологических и технических решений, позволяющих повысить качество крепления скважин в условиях ММП и обеспечить её эксплуатационную надёжность, становится важнейшей актуальной для газодобывающей отрасли страны задачей.

В нашей стране и за рубежом накоплен значительный опыт исследования этих процессов, изучены возможности управления термодинамическим состоянием скважины в интервалах залегания многолетнемерзлых пород. Однако приходится констатировать, что до настоящего времени отсутствует общепризнанная, научно обоснованная и достаточно формализованная методика поиска оптимального варианта проходки ствола, которая минимизировала бы деградацию проходимых скважиной мерзлых пород, обеспечивала теплоизоляцию крепи скважины и позволяла гарантировать длительную безаварийную эксплуатацию скважин. Эти обстоятельства еще раз подтверждают актуальность научно-технических исследований по совершенствованию режимов бурения и крепления скважин в условиях ММП.

- провести анализ причин некачественного крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород;

- выявить основные проблемы, возникающие при креплении скважин в условиях ММП;

- определить радиусы протаивания ММП с учетом строения криолитозо-ны, теплового воздействия бурового раствора при промывке скважин;

- обосновать требования к буровым и тампонажным растворам для строительства скважин в условиях ММП;

- усовершенствовать способ цементирования обсадных колонн в зоне ММП.

Методологическая, теоретическая и эмпирическая база исследования.

Для решения поставленных задач проведен анализ литературных и патентных исследований, обобщены результаты промысловых исследований и измерений в скважинах Заполярного НГКМ. Проведены теоретические и лабораторные исследования, стендовые и промысловые испытания. Проведена апробация на практике разработанных элементов технологии бурения и крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород.

Научная новизна результатов исследования.

1. Предложена методика разделения многолетнемерзлых пород на участки, в различной степени склонных к осложнениям при строительстве скважин, которая отличается тем, что учтены результаты исследований температурного режима, выполненных в процессе бурения параметрических (мерзлотных) и эксплуатационных скважин, и литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Методика позволяет прогнозировать возможные осложнения при бурении и креплении скважин в условиях ММП.

3. Предложен авторский алгоритм расчета радиусов протаивания ММП, основывающийся на уравнении теплового баланса, в котором применяются фактические температуры бурового раствора на входе в бурильную колонну и на выходе из неё. Алгоритм отличается тем, что с учетом скорости циркуляции бурового раствора и мощности выделения тепла при работе долота, позволяет выбрать состав бурового раствора и режимы бурения, обеспечивающие устойчивость стенки ствола скважины в интервале ММП.

4. Усовершенствована технология крепления скважин в зоне ММП путем применения новых буровых и тампонажных растворов, позволяющих снизить отрицательное влияние на мерзлые породы - их протаивание, а также подготовить качественно ствол скважины к спуску обсадных колонн и, как следствие, повысить качество цементирования скважин. Обоснованы глубина спуска и место установки башмака кондуктора.

Основные положения диссертации, выносимые на защиту.

1. Методика разделения многолетнемерзлых пород на участки, в различной степени склонные к осложнениям при строительстве скважин.

2. Алгоритм расчета радиусов протаивания ММП при бурении скважин с различной мощностью выделения тепла при работе долота.

3. Состав полимерглинистого раствора для бурения скважин с наличием многолетнемерзлых пород.

4. Способ бурения и крепления скважин в интервалах многолетнемерзлых пород.

Практическая значимость работы.

Разработан комплекс технико-технологических решений, направленных на повышение качества крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород, который обеспечил: сокращение осложнений и аварий в процессе бурения и крепления скважин; существенное сокращение сроков строительства скважин; надежность и долговечность заколонной крепи.

Основные положения и рекомендации диссертационной работы могут быть использованы для разработки материалов и конструкции обсадных ко-

лонн, составов технологических жидкостей, в наибольшей мере удовлетворяющих условиям ММП, а также при составлении технических проектов на строительство скважин в криолитозонах.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности.

В соответствии с формулой специальности 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин» (технические науки) диссертационная работа является прикладным исследованием совершенствования теории и практики бурения скважин, направленным на разработку технологий и технических средств для повышения качества и снижения стоимости строительства скважин. В соответствии с пп. 2 и 3 области исследований в диссертационном исследовании рассмотрены задачи взаимодействия нарушенного массива горных пород при бурении скважин с крепью на различных этапах строительства скважин с целью проектирования конструкции скважин и технологии бурения, а также рассмотрены физико-химические процессы в горных породах, буровых и цементных растворах с целью оптимизации рецептур технологических жидкостей для строительства скважин.

Апробация и реализация результатов диссертации.

Основные положения диссертационной работы докладывались на секциях научно-технического Совета ОАО «Газпром» (Ставрополь, 2005 г.); на международных научно-практических конференциях: «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин» (Кисловодск, 2005 г.), «Проблемы добычи газа и газового конденсата» (Кисловодск, 2006, 2007, 2008 гг.); научно-практических конференциях молодых специалистов и ученых ОАО «СевКав-НИПИгаз» (Ставрополь, 2006, 2007гг.), на кафедре «Геофизика, техника разведки и бурения нефтегазовых скважин» Южно-Российского государственного технического университета (Новочеркасский политехнический институт) (Новочеркасск, 2006г.), на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Северо-Кавказского государственного технического университета (Ставрополь, 2011 г.).

Полученные результаты и выводы были использованы при бурении скважин на Заполярном НГКМ.

Публикации.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в 14 печатных изданиях, в т.ч. в 9 изданиях, рекомендуемых ВАК РФ.

Структура диссертации.

Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 161 страницах печатного текста. Работа содержит 29 рисунков, 33 таблицы и список использованной литературы из 110 наименований.

При работе над диссертацией автор пользовался советами и консультациями: докторов наук A.A. Переймы, Ю.М. Проселкова, K.M. Тагирова, А .Я. Третьяка, В.А. Толпаева и др.; кандидатов наук Ю.А. Воропаева, Ю.К. Димитриади, A.B. Полозкова, Ю.А. Пули, Ю.В. Тернового. Всем им автор выражает глубокую благодарность.

1 Анализ состояния строительства газовых и газоконденсатных скважин в криолитозонах

1.1 Особенности строительства газовых и газоконденсатных скважин в криолитозонах

Динамика развития отечественной газодобывающей промышленности в ближайшие десятилетия будет во многом определяться темпами отбора газа из крупных месторождений Крайнего Севера. В недрах этих месторождений содержится около 70 % запасов углеводородного газа России, а объем текущей добычи превышает 90 % отечественного производства газа [1]. По своим размерам, запасам углеводородов и другим параметрам эти месторождения уникальны. Поэтому их разработка имеет присущие только этим объектам особенности.

В«-» _

настоящее время накоплен значительный как отечественный, так и зарубежный опыт строительства и эксплуатации скважин в зонах многолетне-мерз

Информация о работе

Кондренко, Олег Сергеевич
кандидата технических наук
Ставрополь, 2012
ВАК 25.00.15

Диссертация

Совершенствование технологии крепления скважин в условиях многолетнемерзлых пород - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы