Теоретическое изучение теплопереноса в скважине и горном массиве применительно к задачам геотермии

Семенова, Анна Петровна

Автореферат диссертации по теме "Теоретическое изучение теплопереноса в скважине и горном массиве применительно к задачам геотермии"

Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе (РГГРУ)

На правах рукописи

СЕМЕНОВА АННА ПЕТРОВНА

ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ИЗУЧЕНИЕ ТЕПЛОПЕРЕНОСА В СКВАЖИНЕ И ГОРНОМ МАССИВЕ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К ЗАДАЧАМ

ГЕОТЕРМИИ

Специальность 25.00.10 - геофизика, геофизические методы поисков

полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук

Москва - 2006

Работа выполнена в Российском государственном геологоразведочном университете им. Серго Орджоникидзе

Научный руководитель: кандидат физико-математических наук, проф.

В.П. Пименов

Официальные оппоненты: доктор физико-математических наук, проф.

Б.Е. Лухминский

кандидат физико-математических наук В.Б. Свалова

Ведущая организация: Башкирский государственный университет

Защита состоится 14.12.2006 г. в 13 часов

на заседании диссертационного совета Д 212.121.07 при Российском государственном геологоразведочном университете по адресу: 117997, г. Москва, ул. Миклухо-Маклая, д.23, ауд 6-38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГТРУ. Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу 117997, г. Москва, ул. Миклухо-Маклая, д.23, РГТРУ, Ученому секретарю диссертационного совета.

Автореферат разослан 13.11.2006г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

Г.Н.Боганик

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Важным направлением геофизики является геотермия — наука о происхождении и параметрах температурного поля, термических свойствах пород и тепловом потоке Земли. Определение температуры горного массива является одной из основных задач геотермии. Поле температур массива используется для построения профиля плотности теплового потока, анализа его вариаций по глубине, определения глубинного теплового потока и прогноза температур горного массива на подзабойных глубинах. Информация о температурном поле в скважине и околоскважинном пространстве необходима также для решения задач прикладной геофизики, связанных с оценкой технического состояния скважин, таких как 1) расчет термоупругих напряжений в околоскважинном пространстве и оценка устойчивости ствола скважины, 2) выделение зон поглощения бурового раствора, 3) определение глубины протаивания при бурении мерзлых пород, 4) выбор цементного раствора и режима цементации обсадной колонны и др.

При бурении температурное поле вокруг скважины значительно искажается, а процесс его восстановления к первоначальному состоянию может продолжаться несколько недель, а для глубоких скважин — даже несколько месяцев. Как правило, геофизические исследования скважин (в том числе термокаротаж) проводят сразу после завершения бурения, поэтому температура, измеренная в невыстоявшейся скважине, может значительно отличаться от невозмущенной температуры горного массива. Для прогноза последней обычно используют результаты измерения температуры при различных временах выстойки и расчетные методы прогноза невозмущенной температуры горного массива, например, метод Хорнера. Все известные методы прогноза основаны на простых моделях теплового возбуждения горного массива при бурении и требуют проведения ряда циклов термокаротажа в течение нескольких дней после завершения бурения. Улучшение» качества прогноза невозмущенной

температуры массива по результатам термокаротажа в невыстоявшихся скважинах и уменьшение необходимого времени выстойки скважины перед его проведением может быть обеспечено путем создания детальной математической модели тепловых процессов, связанных с бурением и выстойкой скважины.

В настоящее время существует много аналитических и численных моделей для расчета температуры в скважине при циркуляции бурового раствора. Ряд работ посвящен математическому описанию тепловых процессов, связанных с бурением скважин (континентальных и морских), бурением мерзлых пород, потерей бурового раствора при бурении, влиянием термонапряжений на устойчивость ствола скважины при бурении и т.д. Однако ни одна известная из литературы модель не позволяет одновременно учесть все основные факторы, влияющие на температуру в процессе бурения, циркуляции, выстойки и цементации скважины.

В связи с этим потребовалась разработка математической модели, учитывающей наиболее важные факторы, влияющие на температуру в скважине и горном массиве, и позволяющей (1) определить невозмущенную температуру горного массива по результатам измерения температуры в невыстоявшейся скважине, (2) оптимизировать работы, связанные с бурением и цементацией скважины.

Цель работы

Целью работы является повышение достоверности результатов экспериментальных исследований теплового поля горных массивов, улучшение качества геофизической информации о техническом состоянии скважин.

Основные задачи исследований

В соответствии с поставленной целью в работе решаются следующие задачи:

1. Создание математической модели тепловых процессов, связанных с

бурением континентальных и морских скважин, бурением мерзлых пород,

позволяющей учесть геометрию скважины и последовательность проведения технологических операций, тепловые эффекты, связанные с потерями давления и вращением буровой колонны, реологию бурового раствора и зависимость его свойств от температуры, потерю бурового раствора в проницаемые пласты; •-■

' 2. Расчет температурных напряжений в горном массиве вблизи бурящейся скважины и оценка устойчивости ствола скважины с учетом температурных напряжений.

3- Создание математической модели тепловых процессов, связанных с цементацией скважины, включающей тепловое возбуждение массива при бурении, процесс «свободного падения» цементного раствора, его закачку , в затрубное пространство и гидратацию.

4. Разработка способа определения невозмущенной температуры горного массива, который использует результаты измерения температуры в невыстоявшейся скважине и математическое моделирование тепловых процессов, связанных с бурением и выстойкой скважины; оценка его точности и чувствительности.

Научная новизна работы

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработана математическая модель тепловых процессов, связанных с бурением морских и континентальных скважин, бурением мерзлых пород, которая отличается тем, что позволяет учесть остановки и изменение скорости бурения, замену бурового раствора, реологию бурового раствора и изменение его свойств с температурой, потери бурового раствора, рассчитать температурные напряжения в горном массиве вблизи скважины и оценить их влияние на устойчивость ствола скважины.

2. Разработанная математическая модель тепловых процессов, связанных с цементацией скважин, включает в себя математическое описание теплового возбуждения массива при бурении, процесса «свободного

падения» цементного раствора, его закачки в затрубное пространство и гидратации цементного раствора в условиях пространственно неоднородного, нестационарного распределения температуры горного массива.

3. Предложен способ определения невозмущенной температуры горного массива и выделения зон поглощения бурового раствора, который использует разработанную модель тепловых процессов, связанных с бурением скважины, и результаты измерения температуры в невыстоявшейся скважине.

Защищаемые научные положения

1. Разработанная математическая модель тепловых процессов, связанных с бурением скважины, и созданный программный комплекс обеспечивают расчет температурного поля в бурящейся скважине и околоскважинном пространстве с учетом остановок и изменения скорости бурения, замены бурового раствора, потери бурового раствора в проницаемые пласты, реологии бурового раствора и изменения его свойств с температурой.

2. Прогноз невозмущенной температуры массива по результатам термокаротажа в невыстоявшейся скважине с использованием разработанной математической модели возможен при значительно меньшем времени выстойки скважины перед проведением термокаротажа по сравнению с другими методами прогноза. При наличии информации о температуре бурового раствора на забое во время бурения прогноз невозмущенной температуры возможен по результатам однократной регистрации профиля температуры в невыстоявшейся скважине.

3. Созданная математическая модель позволяет учесть влияние нестационарного распределения температуры в околоскважинном пространстве на устойчивость ствола скважины, глубину протаивания мерзлых пород при бурении и процесс цементации скважины.

Практическая ценность работы

Практическая ценность работы заключается в следующем.

1. Разработана математическая модель тепловых процессов, связанных с бурением скважин, которая позволяет учесть основные факторы, влияющие на поле температуры в скважине и окружающем ее горном массиве.

2. На основе разработанной модели создан пакет прикладных программ, который может быть использован для количественной оценки влияния тепловых эффектов на' устойчивость ствола скважины при бурении и на процесс цементации обсадной колонны.

3. Предложен способ, использующий математическое моделирование . тепловых процессов, связанных с бурением скважины, и результаты

измерений профиля температуры в невыстоявшейся скважине (в том числе однократного измерения), который позволяет выделить и охарактеризовать зоны потерь флюида и определить невозмущенную температуру горного массива.

Реализация и внедрение результатов исследований

Результаты работ использованы в работах по научным проектам Московского научного центра компании Шлюмберже.

Результаты работы внедрены в Научно-исследовательской лаборатории проблем геотермии Российского государственного геологоразведочного университета и Центре коллективного пользования уникальной геотермической аппаратурой РПГРУ.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на Международной конференции молодых ученых, специалистов и студентов "Геофизика" (Новосибирск, 2001 г.), Международной конференции «Тепловое поле Земли и методы его изучения» (Москва, 2002 г.), IV и V

Международной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов "Геофизика" (Санкт-Петербург, 2003 и 2005 г.), Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2001-2006 г.), научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые — наукам о Земле» (Москва, 2006 г.), V Международной научно-практической конференции «Наука и новейшие технологии при поисках, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых» (Москва, 2006 г.).

Публикации

Результаты работы отражены в 3 научных статьях и 8 тезисах докладов, опубликованных в сборниках трудов Международных научных конференций.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, содержит 119 страниц машинописного текста, 59 рисунков, 2 таблицы, библиографию из 78 наименований.

Работа выполнена в Научно-исследовательской лаборатории проблем геотермии при кафедре технической физики и физики горных пород Российского государственного геологоразведочного университета.

Автор глубоко благодарен научному руководителю кандидату физико-математических наук, профессору Пименову В.П. Автор признателен заведующему кафедрой технической физики и физики горных пород, профессору Попову Ю.А, заведующей НИЛ проблем геотермии РГГРУ Ромушкевич P.A. за большую помощь при написании работы. Автор пользуется случаем поблагодарить всех сотрудников кафедры технической физики и физики горных пород РГГРУ и НИЛ проблем геотермии за внимание, помощь и ценные советы в работе.

Автор признателен Московскому научному центру компании Шлюмберже (Schlumberger Moscow Research), его сотрудникам Я. Кун де Чизеллю, К.Бессону, В.Вайнштейну и В.В. Тертычному за многолетнюю поддержку исследований и творческое участие в развитии данного направления работ.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во Введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследований, приведены защищаемые положения, охарактеризованы научная новизна и практическая значимость работы.

. В главе 1 приводятся результаты анализа современного состояния моделирования температурных полей в скважине и горном массиве в процессе бурения, циркуляции, выстойки и цементации скважины.

Показано, что за предыдущие годы было создано много различных температурных моделей бурящейся скважины. Большой вклад в этом направлении внесли ученые России и стран СНГ И.М. Кутасов, Б.И. Есьман, Э.Б. Чекалюк, А.Х. Мирзаджанзаде, В.М. Ентов, Б.Б. Кудряшов и другие. Из зарубежных исследователей необходимо отметить вклад Л. Реймонда, М. Эдвардсона, С. Холмса, С. Свифта, К. Кабира, А. Хасана, А. Гарсии, Р. Бейрута, Р. Смита, Д. Маршала, Дж. Ромеро, М. Томпсона и других.

Известные из литературы температурные модели можно разделить на две группы: модели циркуляции и модели собственно бурения. Расчету температуры циркулирующего в скважине бурового раствора посвящено довольно много работ. Известны стационарные. и нестационарные аналитические модели и довольно детальные численные модели. Аналитические модели отличаются быстротой расчета, однако содержат большое количество ограничений и поэтому не могут быть использованы для количественного моделирования температуры в скважине и околоскважинном пространстве. Численные модели циркуляции обладают большими возможностями по сравнению с

аналитическими, однако большинство моделей не учитывают такие важные факторы, как реология бурового раствора, изменение свойств бурового раствора с температурой, нагрев бурового раствора в результате фрикционных потерь давления в скважине и т.п.

Моделированию теплопереноса при собственно бурении, т.е. при непрерывном изменении глубины скважины в процессе циркуляции, посвящено крайне незначительное количество работ. Все эти работы используют численное моделирование и учитывают большое количество факторов, влияющих на тепловой режим бурящейся скважины: геометрия скважины, график бурения, реология бурового раствора, потери бурового раствора на проницаемых участках разреза и т.д. К сожалению, наиболее детальные численные модели являются коммерческими продуктами и детальное описание физических моделей и алгоритмов недоступно. В литературе отсутствует также детальное описание и анализ подходов, которые используются для моделирования увеличения глубины забоя скважины. Кроме того, ни одна модель не позволяет учесть все наиболее существенные факторы, влияющие на температурное поле в процессе бурения, циркуляции, выстойки и цементации скважины.

На основе анализа современного состояния моделирования температурных полей в скважине и горном массиве в процессе бурения, циркуляции, выстойки и цементации скважины в главе 1 поставлена задача создания математической модели, которая учитывает все наиболее существенные факторы, влияющие на нестационарное поле температуры вблизи бурящейся скважины. Эта математическая модель реализована в виде пакета прикладных программ для персонального компьютера, и обеспечивает решение всех приведенных выше задач геотермии и прикладной геофизики.

Глава 2 посвящена описанию разработанной модели тепло- и массопереноса в скважине и горном массиве.

и

Распределение средней (по сечению) температуры Г; в буровой трубе и температуры Т2 в кольцевом зазоре описывается системой двух одномерных нестационарных уравнений теплопереноса:

РЛ • • ^ - ^ ■ <? ■ ^=-Я, • (г, - т;)+а++ .

где ось г направлена вниз вдоль оси скважины, б — массовый расход бурового раствора, рк и ст — плотность и удельная теплоемкость бурового раствора, 5, и - площади поперечного сечения буровой трубы и кольцевого зазора, Н< — коэффициент теплопередачи между буровой трубой и кольцевым зазором, £?„ = #„ -Тг) - тепловой поток между стенками скважины и кольцевым

зазором, Т3 - температура стенок скважины, а> — —

Р.

¿Р.

сЬ

И (У„ = — " р.

¿р.

<к

энерговыделение в буровой трубе и кольцевом зазоре, связанное с потерями давления, <ал = ^ 03 (1 - у(Н)) — энерговыделение в кольцевом зазоре,

"о

вызванное вращением буровой колонны, М — вращающий момент, со — угловая

Н

скорость вращения буровой колонны, у{н)=\-(\-уа)—» Н - текущая

глубина скважины, #„ — проектная глубина скважины, у0 — доля поверхностной механической энергии, выделяемой на буре для проектной глубины скважины.

В разработанной модели пренебрегается кондуктивным переносом энергии в массиве вдоль оси скважины, уравнение для расчета температуры 2у(г,{) в массиве горных пород записывается в следующей форме:

8Г/.ч дТг

где р!(г,г),с}{г,г) и А/(г,г) - плотность, удельная теплоёмкость и

теплопроводность массива горных пород. Свойства пород могут меняться в зависимости от глубины залегания г и расстояния г до оси скважины.

Условием сопряжения уравнений на границе между скважиной и массивом горных пород (г=г3) является равенство температур Т{ (г2) = Т3 и равенство

тепловых потоков:

ВТ,

0. = 2• я• г, -Л, —-2 1 дг

Описанные выше уравнения решаются численно с помощью метода конечных разностей и метода прогонки. Для согласования значений тепловых потоков на стенках скважины используется итерационный метод последовательной релаксации. Было установлено, что на параметр релаксации, который используется в итерационной процедуре, наиболее сильно влияет теплопроводность горного массива Я/, коэффициент теплопередачи На, шаг по бурению Аг и скорость проходки при бурении скважины ур. На основе проведенных расчетов была подобрана следующая зависимость для расчета параметра релаксации 6ь которая обеспечивает наиболее быструю сходимость итерационной процедуры при любых разумных параметрах задачи:

11 а Л{0

х т та лп т> / ъ- ■> -1 ъ > гг л - 0.033-1п(Дг) +0.209 где д0 = 0.1, //а(г=410 Вт/м-К, Лр=Ъ Вт/м-К, аз =-01 -'

0.02453 -1п(уд)-0.01942 гор =-^-. Приведенная формула ■ справедлива для

следующих параметров: 0.5 £ 10 Вт/м-К, 5 5 Аг < 30 м, 3 < ур < 100 м/ч.

Процесс бурения скважины моделируется с помощью ступенчатого увеличения глубины забоя на Дг с последующей циркуляцией бурового раствора на этой глубине в течение времени, необходимого для бурения интервала глубин Дг. Шаг бурения Дг может изменяться с глубиной. При уменьшении Дг увеличивается точность расчета температуры бурового раствора на забое скважины, но возрастает время счета. Было показано, что достаточная для практических целей точность расчета температуры бурового раствора в призабонной области (<0.5 К) обеспечивается при Дг = 20 —30 м. Согласно

нашим расчетам, тачное определение температуры горного массива вблизи забоя скважины требует гораздо меньших значений Дг (¿1 м). Время счета при этом существенно возрастает, что неприемлемо для инженерных приложений. Для решения этой задачи была разработана двумерная модель для расчета температуры в горном массиве при непрерывном процессе бурения, которая должна использоваться совместно с разработанной ступенчатой моделью бурения.

Созданная математическая модель позволяет учесть два вида реологии бурового раствора: ньютоновскую и бингамовскую, различные режимы течений: ламинарный, переходный и турбулентный. Значительная часть главы посвящена методике расчета потерь давления в скважине, выбору и обоснованию корреляций для чисел Нуссельта.

Глава 3 посвящена моделированию температурных полей при различных процессах, связанных с бурением скважины: морское бурение, потеря флюида в проницаемый пласт, замена бурового раствора, цементация скважины.

Морское бурение. Знание температурного профиля в скважинах морского бурения важно при планировании буровых операций. Охлаждающее действие морской воды может привести к изменению реологии бурового раствора, особенно для синтетических буровых растворов. Низкая температура бурового раствора, особенно при бурении без водоотделительной колонны, и сравнительно высокие давления в глубоководных скважинах могут привести к образованию газогидратов и закупорке ствола скважины, что в свою очередь приведет к порче оборудования. Изменение температуры флюида в буровой трубе под действием морской воды существенно влияет на выбор цемента, а также на время его затвердевания И прочность.

В работе рассмотрены особенности моделирования температуры при морском бурении при наличии и без водоотделительной колонны; учтено влияние температуры морской воды и скорости течения на температурный

профиль в скважине. Приведены также уравнения тепло- и массопереноса и подробные алгоритмы их решения.

Потеря флюида в проницаемые пласты. Потеря флюида в процессе бурения происходит, когда бур вскрывает проницаемый пласт и часть бурового раствора, циркулирующего в скважине, поступает в пласт. Инфильтрация флюида может существенно повлиять на распределение температуры в скважине и породах, что необходимо учитывать при интерпретации результатов каротажа, цементации скважины и других работах.

В работе описаны модели и алгоритмы для расчета температуры в процессе бурения, которые учитывают инфильтрацию бурового раствора в проницаемые зоны. Модель была протестирована с помощью пакета Рет1аЬ. В результате численного моделирования было показано, что инфильтрация бурового раствора в горные породы относительно слабо влияет на температуру бурового раствора во время бурения, но сильно влияет на радиальное распределение температуры в горном массиве и на скорость восстановления температуры после завершения бурения, что необходимо учитывать при интерпретации результатов каротажа скважины.

Замена бурового раствора. Описана модификация алгоритма расчета, с помощью которого можно учесть наличие одновременно нескольких флюидов в стволе скважины. Для этого в уравнениях теплопереноса добавлена зависимость свойств жидкости от глубины скважины. Кроме того, в алгоритм расчета введен дополнительный модуль для контроля за положением границ раздела между флюидами на каждом шаге по времени. Модель для расчета движения границ раздела флюидов была протестирована с помощью аналитической модели. Было протестировано также изменение теплового потока между буровой трубой и кольцевым зазором в процессе движения границы раздела флюидов вдоль скважины.

Цементация скважины. Цементация обсадной колонны осуществляется с целью разобщения продуктивных пластов. От качества цементации в значительной степени зависит долговечность эксплуатации скважины. В

диссертации разработана математическая модель тепловых процессов, связанных с наиболее распространенным одноступенчатым способом цементации. Моделирование осуществляется в два этапа: 1) расчет положения цементной пробки в скважине с помощью модели «свободного падения»; 2) расчет нестационарного поля температур при дальнейшей закачке и гидратации цемента.

Эффект «свободного падения» широко известен и наблюдается в случаях, когда тяжелые флюиды (цементы, буферные жидкости) закачиваются в обсадную колонну. В это время объемный расход Q закачиваемого в скважину флюида отличается от объемного расхода Я флюида, вытекающего из кольцевого зазора на поверхность. В этом случае давление в обсадной колонне на поверхности Р„— 0, и К находится из уравнения:

где Ръа, Ры — гидростатическое давление в кольцевом зазоре и обсадной колонне на забое скважины соответственно, Р,„ = сЬ - потери давления на

Гг-Г^

трение в кольцевом зазоре, Р» = (/¡(г)^2^ --' - потери давления на трение в

1

обсадной колонне, у,, и /,(г), ^(г) - скорости флюида и коэффициенты трения в обсадной колонне и кольцевом зазоре соответственно, р(г) — плотность флюида в скважине.

Математическое моделирование эффекта «свободного падения», позволяет подобрать такой режим цементации скважины, при котором негативное влияние этого эффекта на качество цементирования сводилось бы к минимуму. Разработанная в диссертации модель «свободного падения» была протестирована на экспериментальных данных из литературных.

При расчете температурного поля в ходе цементации была учтена кинетика энерговыделения при гидратации цемента:

Р( 2М1 ,

где (2 - общее количество тепла (на единицу объема цемента), выделяющегося во время гидратации, ^ — время, соответствующее максимальной мощности тепловыделения, Л1куЛ — параметр, характеризующий продолжительность интенсивного тепловыделения. Эти параметры определяются экспериментальным путем в изотермических условиях для каждого типа цемента. Так как температура цементной пробки меняется со временем, для расчета мощности тепловыделения используется функция Аррениуса. Модель гидратации цемента была успешно протестирована на приведенных в литературе результатах экспериментов.

В общем программном комплексе моделирование цементации скважины проводится с учетом того двухмерного распределения температуры в околоскважинном пространстве, которое сформировалось после завершения бурения. В работе показано, что отличие температуры околоскважинного пространства от невозмущенной температуры массива оказывает существенное влияние на скорость гидратации цементного раствора и на изменение температуры в скважине в процессе гидратации.

Глава 4 посвящена применению разработанной модели теплопереноса в скважине и околоскважинном пространстве для решения геофизических задач.

Определение невозмущенной температуры массива по результатам термометрии в невыстоявшейся скважине. На современном уровне развития геотермии знаний о среднем градиенте температуры горного массива недостаточно для построения распределения плотности теплового потока по глубине, т.к. градиент температуры может существенно изменяться вдоль скважины. Это может быть вызвано различными факторами, такими как различные тепловые свойства пластов, влияние палеоклимата, движение флюидов в горном массиве и т.д., поэтому для задач геотермии необходимо определение профиля невозмущенной температуры массива вдоль скважины.

При бурении скважины породы испытывают тепловое воздействие со стороны бурового раствора. Так как изменение температуры в горном массиве осуществляется в основном за счет кондуктивной передачи тепла, то процесс восстановления температуры окружающих скважину пород после завершения бурения может занять несколько месяцев и даже лет, и непосредственно измерить невозмущенную температуру массива в промысловых и добывающих скважинах не представляется возможным. Получить значение невозмущенной температуры массива можно, используя математическое моделирование тепловых процессов при бурении в сочетании с результатами измерения температуры в простаивающей скважине.

Описанная в предыдущих главах математическая модель теплопереноса, учитывающая все наиболее важные параметры, влияющие на температурное поле в скважине и окружающем горном массиве, была использована при решении обратной задачи для нахождения невозмущенной температуры горного массива 7/-. По данным о геологическом строении горный массив вдоль скважины разбивается на несколько зон (1—1,2,с постоянными тепловыми свойствами (обычно достаточно ¿=5-10). Значения температуры Т^) на границах этих зон определяются путем минимизации функции Р(Т/):

НтЛ^&тЛ^-тл^.т,)} (1)

1-1

где Тт(,- температура, измеренная в простаивающей скважине, -

соответствующая величина, рассчитанная с помощью модели бурения, ^ -время, прошедшее после окончания буровых работ, — глубина, на которой измерено значение температуры, п — количество циклов температурного каротажа, к — число точек по глубине. Минимизация функции F(7/y) проводилась с использованием симплекс-метода. В качестве начального приближения использовались значения 2}(2')> соответствующие некоторому среднему геотермическому градиенту.

Для тестирования предложенного метода определения невозмущенной температуры массива были использованы-значения температуры, полученные с

помощью разработанной математической модели при решении прямой задачи. На рис. 1 приведены результаты тестирования для скважин глубиной 1500 м (скорость бурения 25 м/ч, температура на поверхности горного массива 7*,=20 °С, температура закачиваемого бурового раствора Т,„—25 "С, расход бурового раствора <3=10 кг/с, тип бурого раствора - вода) и 5000 м (скорость бурения 50 м/ч, <3=20 кг/с, остальные параметры те же). Невозмущенная температура массива (черные кривые на рис. 1) соответствует слоистой кондуктивной модели горного массива при теплопроводности пород, показанной на рисунках светлыми линиями. Маркерами показана расчетная температура в скважинах спустя 3 и 5 часов после окончания бурения. Результаты решения обратной задачи в данном случае практически совпадают с профилями температуры Т/г}, использованными при решении прямых задач.

Для проверки устойчивости решения обратной задачи на экспериментальные данные был наложен шум - случайные числа, распределенные по нормальному закону с математическим ожиданием О °С и стандартным отклонением 0.1 °С. Такой шум характерен, в частности, для термограмм, полученных в научной скважине Чуксулуб (Мексика), пробуренной в импакгной структуре. При наличии шума точность определения температуры Т/(г) по отношению к экспериментальным данным для скважины глубиной 1500 м составила 0.025 — 0.525 °С (что при абсолютном значении температуры 29 — 53.8 °С соответствует относительной погрешности 0.05 — 1.8 %.), для скважины 5000 м 0.027 - 0.38 °С (что при абсолютном значении температуры 60 - 130 °С соответствует относительной погрешности 0.02 — 1 %.),

В случае, когда теплопроводность горного массива в каком-то интервале глубин оценена неверно, погрешность в прогнозе невозмущенной температуры массива увеличивается. В частности, при решении обратной задачи для скважины глубиной 1500 м (рис. 1), в интервале глубин 400-800 м задавались значения = 2, 3 и 5 Вт/м-К (при решении прямой задачи А? = 4 Вт/м-К). Точность определения температуры в интервале глубин 400-800 м в этих случаях составила 0.3 — 1.2 °С (что при абсолютном значении температуры 35 —

41 °С соответствует относительной погрешности 0.7 - 3.5 %.), а в остальных интервалах точность определения была значительно выше - порядка 0.1 °С.

Я 800

¡400

Температура, С

Температура, °С 60 80 100 120

12 3 4

Теплопроводность. Вг'м К

1 2 3 4 5

Теплопроводность, В'г/м-К

Рис.1. Профили температуры (1, 2, 3) и теплопроводности (4)\ 1 — температура спустя 3 ч и 2 — спустя 5 ч после завершения бурения, 3 — Т/г).

По результатам, полученным при решении обратной задачи с использованием /?/■= 2, 3 и 5 Вт/м-К, были построены профили термоградиентов по разрезу скважины. Погрешность определения градиента температуры достигала 30-40 %, что недопустимо в большинстве случаев решения геотермических задач. Таким образом, проведенные расчеты показывают, что точность определения тепловых свойств по разрезу скважины существенно влияет на точность определения термоградиеита и плотности кондуктивного теплового потока.

Наиболее важным результатом является возможность определения Т/ по результатам одного термокаротажа в невыстоявшейся скважине. Было показано,

что, точность расчета в этом случае оказалась всего на 0.1-0.2 °С хуже, чем при использовании двух термограмм. Следует отметить, что метод восстановления невозмущенной температуры горного массива по одной термограмме весьма чувствителен к ошибкам ■ в величине числа Нуссельта, который определяет интенсивность теплопередачи. При использовании этого метода следует применять дополнительные методы контроля температуры в скважине, в частности установить датчик температуры на буровой колонне и измерять температуру бурового раствора в процессе бурения.

Определение зон потерь флюида по результатам измерений температуры в певыстоявшейся скважине. Известно, что в зонах поглощения бурового раствора проницаемыми горными породами увеличивается время восстановления невозмущенной температуры массива. При больших потерях бурового раствора эти зоны можно выделить визуально на невыстоявшихся термограммах.

Для оценки влияния различных параметров на величину наблюдаемого в скважине температурного возмущения ЛТ (разность температур между проницаемым и соседним непроницаемым пластом) была проведена серия расчетов с помощью разработанной модели теплопереноса. В ходе расчетов было установлено, что на величину ЛТ влияют при прочих равных условиях три фактора: 1) отличие температуры поступающего в пласт флюида от невозмущенной температуры массива, 2) количество поступающего в пласт флюида на метр длины скважины С/ и 3) время прошедшее после остановки скважины и окончанием проведением термокаротажа.

В ходе параметрических расчетов было определено минимальное значение О/ = 0.0025 кг/м-с, которое может быть определено по невыстоявшейся термограмме, а также оптимальное время « 10 ч. для проведения термокаротажа при данном <7;.

Влияние термоупругих напряжений в околоскважинном пространстве на устойчивость стенок скважины во время бурения. Устойчивость ствола скважины — одна из важных проблем, возникающих при • бурении. На

устойчивость скважины влияют напряжения в горном массиве, которые могут привести к обрушению скважины или образованию трещин, в которые будет уходить буровой раствор. В свою очередь это приводит к порче оборудования и большим производственным затратам. Известно много работ, посвященных расчетам напряжения в околоскважинном пространстве, однако большинство работ не учитывают влияние температурных напряжений или основаны на очень простых, приближенных моделях бурения. Разработанная математическая модель тепловых процессов в бурящейся скважине позволяет сделать более точный расчет температурных напряжений в околоскважинном пространстве и оценить их влияние на устойчивость ствола скважины в процессе бурения. Устойчивость оценивалась с использованием критерия Мора.

. В работе показано, что температурные напряжения, вызванные бурением скважины, могут достигать значений нескольких десятков МПа и могут оказывать существенное влияние на устойчивость скважины. В результате математического моделирования показано, что, варьируя свойства бурового раствора и режимы бурения можно уменьшить влияние температурных напряжений в горном массиве и риск обрушения ствола скважины.

Определение глубины протаивания горных пород при бурении. При воздействии теплого бурового раствора на мерзлые породы стенок скважины, лед, содержащийся в порах, начинает таять, т. е. происходит фазовый переход лед-вода. Перемещение границы раздела фаз, так называемая задача Стефана, в цилиндрической геометрии аналитического решения не имеет. Приближенные модели для расчета поля температур в мерзлых породах вблизи бурящейся скважины, описанные ранее, не позволяют учесть влияние на мерзлые породы реальных пространственно-временных вариаций температуры, зависящих от расхода и свойств бурового раствора, скорости бурения и т.д. В разработанной математической модели задача Стефана решалась с использованием энтальпийного метода, который тестировался на численном решении этой задачи прямым методом, описывающим перемещение границы раздела фаз.

Показано, что наличие вечной мерзлоты слабо влияет на температуру бурового раствора в скважине во время процессов бурения и промывки, в то же время оказывает значительное влияние на радиальное распределение температуры в массиве и на скорость восстановления температуры во время остановки скважины. Проведенные параметрические расчеты показывают влияние различных факторов (температура пород, время воздействия бурового раствора на породы, реология и температура бурового раствора.) на глубину протаивания мерзлых пород. Показано, что при использовании созданной математической модели можно оптимизировать буровые работы таким- образом, чтобы уменьшить радиус протаивания мерзлых пород и тем самым предотвратить возможное обрушение стенок скважины.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты диссертационной работы заключаются в следующем:

1. Разработана математическая модель процессов тепломассообмена, связанных с бурением скважины, которая позволяет рассчитать распределение температуры в скважине и окружающих горных породах во время бурения, выстойки и цементации скважины с учетом остановок и изменения скорости бурения, замены бурового раствора, потери бурового раствора в проницаемые пласты, реологии бурового раствора и изменения его свойств с температурой.

2. Показано, что расчетная температура бурового раствора на забое практически перестает зависеть от шага по бурению при Аг < 20 - 30 м, в то время как температура формации вблизи забоя скважины (на расстоянии 10-15 м

-л '

от забоя) даже при Дг < 1 м может существенно изменяться. Разработана двумерная программа, моделирующая непрерывный процесс бурения, которая может использоваться для более точного расчета температуры горного массива в призабойной зоне совместно с разработанной математической моделью.

3. Установлено, что инфильтрация бурового раствора в горные породы слабо влияет на температуру бурового раствора в процессе бурения, но существенно

влияет на радиальное распределение температуры в формации и на скорость восстановления температуры после завершения бурения. С использованием математического моделирования показано, что по невыстоявшейся термограмме можно выделить и охарактеризовать зоны потерь бурового раствора, поглощающие вплоть до 0.25 % от общего объема флюида, циркулирующего в скважине.

4. Разработанная математическая модель позволяет рассчитать температурный режим в скважине в процессе цементации, который включает в себя расчет положения цементной пробки в скважине с помощью модели «свободного падения»; расчет поля температур при закачке цемента, включая тепловыделение при его гидратации. Показано, что разработанная модель хорошо согласуются с аналитическим решением и экспериментальными данными.

5. Разработанная математическая модель тепловых процессов в бурящейся скважине позволяет определить невозмущенную температуру массива по результатам измерений температуры в невыстоявшейся скважине, причем время выстойки скважины перед проведением термокаротажа может быть сокращено до 3-5 часов. "

6. Разработанный метод определения невозмущенной температуры горного массива может быть использован при наличии данных лишь одного цикла термокаротажа в невыстоявшейся скважине, однако для увеличения достоверности в этом случае необходимы данные по температуре бурового раствора на забое скважины во время бурения.

7. Установлено, что погрешность задания тепловых свойств по разрезу скважины существенно влияет на точность расчета профиля термоградиента и кондуктивного теплового потока при восстановлении невозмущенной температуры горного массива с использованием разработанной математической модели и результатов измерения температуры в невыстоявшейся скважине.

8. Наличие вечной мерзлоты слабо влияет на температуру бурового раствора в скважине во время бурения, однако оказывает значительное влияние на

радиальное распределение температуры в массиве и на скорость восстановления температуры. Разработанная математическая модель позволяет оптимизировать параметры бурения для уменьшения теплового воздействия скважины на мерзлые породы.

9. Температурные напряжения, вызванные бурением скважины, могут достигать значений нескольких десятков МПа, и, следовательно, оказывать существенное влияние на устойчивость ствола скважины. Разработанная математическая модель позволяет. оптимизировать параметры бурения для уменьшения напряжений в околоскважинном пространстве.

Публикации по теме диссертации

1. Пименов В.П., Семенова А.П., 2005. Расчет температурного режима бурящейся скважины при наличии зон поглощения бурового раствора. Геология и Разведка, Москва, Na 4, с. 58-61.

2. Семенова А.П., Пименов В.П., 2006. Численное моделирование тепловых процессов при бурении мерзлых пород. Геология и Разведка, М., № 2, с. 42-44.

3. Семенова А.П., Пименов В.П., 2006. Численное моделирование температурных эффектов, связанных с цементацией скважины. Геология и Разведка, Москва, № 5, с. 56-59.

4. Pimenov V., Vaynshteyn V., Semionova А., Popov Yu., 2002. Theoretical Modeling pf Transient Temperature Processes in Oil Wells. Proceedings of the International Conference "The Earth's Thermal Field and Related Research Methods", Moscow, Russia. pp. 199-201.

5. Пименов В.П., Семенова А.П., 2001. Моделирование процессов тепло- и массопереноса в нефтяной скважине и термометрический контроль процесса добычи нефти. Сборник тезисов докладов 5-й международной конференции «Новые идеи в науках о Земле», Москва, 2001,-т. 3, с. 98.

6. Семенова А.П., Пименов В.П., 2001. Моделирование тепловых процессов в околоскважинном пространстве нефтяной скважины. Сборник тезисов докладов

Международной конференции молодых ученых, специалистов и студентов "Геофизика-2001Новосибирск, 2001, с. 89.

7. Семенова А.П., Пименов В.П., 2003. Моделирование температуры в скважине во время процессов бурения и циркуляции. Сборник тезисов докладов 6-й международной конференции «Новые идеи в науках о Земле», Москва, 2003, т. З.с. 215.

8. Семенова А.П., Пименов В.П., 2003. Численное моделирование процессов тепло- и массопереноса в бурящихся скважинах. Сборник тезисов докладов 4-й международной конференций «Геофизика-2003», Санкт-Петербург, с. 171-172.

9. Пименов В.П., Семенова А.П., 2005. Влияние потерь бурового раствора на температурный режим скважины во время бурения и после его завершения. Сборник тезисов докладов 6-й международной конференции «Новые идеи в науках о Земле», Москва, 2005, т. 3, с. 179.

10. Семенова А. П., Пименов В.П., 2006. Влияние температурных напряжений на устойчивость скважины во время и после бурения. Сборник тезисов докладов научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые — наукам о Земле». Москва, с Л 61.

И.Семенова А.П., Пименов В.П., 2006. Расчет устойчивости ствола скважины во время бурения с учетом влияния температурных напряжений. Сборник тезисов докладов 5-й международной научно-практической конференции «Наука и новейшие технологии при поисках, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых». Москва, с.233.

Подписано в печать АО. 2006 г. Объем <,5 пл. Тираж <00 экз. . Заказ № 65

Редакционно-издательский отдел РГТРУ "Москва, ул. Миклухо-Маклая, 23

Содержание диссертации, кандидата физико-математических наук, Семенова, Анна Петровна

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ТЕПЛОПЕРЕНОСА В СКВАЖИНЕ И ГОРНОМ МАССИВЕ.

1.1. Моделирование температурного поля в процессе циркуляции.

1.1.1. Аналитические модели теплопереноса.

1.1.2. Численные модели теплопереноса.

1.2. Моделирование температурного поля в процессе бурения.

1.3. Необходимые направления развития теоретического моделирования температурного поля.

ВЫВОДЫ.

ГЛАВА 2. БАЗОВАЯ МОДЕЛЬ ТЕПЛОПЕРЕНОСА В СКВАЖИНЕ И ГОРНОМ МАССИВЕ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ.

2.1. Моделирование температурного поля в процессе циркуляции.

2.1.1. Расчет давления в скважине.

2.1.2. Тепломассоперенос в скважине во время циркуляции.

2.1.3. Выражения для чисел Нуссельта.

2.1.4. Уравнения тепломассопереноса.

2.1.5. Алгоритмы численного решения.

2.2. Моделирование температурного поля в процессе бурения.

ВЫВОДЫ.

ГЛАВА 3. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ, СВЯЗАННЫХ С БУРЕНИЕМ СКВАЖИНЫ.

3.1. Температурные поля в скважинах морского бурения.

3.2. Потеря флюида в проницаемый пласт.

3.3. Замена бурового раствора.

3.4. Тепловые процессы при цементации обсадной колонны.

3.4.1. Моделирование закачки цементного раствора.

3.4.2. Моделирование тепловыделения при гидратации цемента.

ВЫВОДЫ.

ГЛАВА 4. ПРИМЕНЕНИЕ РАЗРАБОТАННОЙ МОДЕЛИ ТЕПЛОПЕРЕНОСА

ПРИ РЕШЕНИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ЗАДАЧ.

4.1 Определение невозмущенной температуры массива по результатам термометрии в простаивающей скважине.

4.2. Определение зон поглощения бурового раствора по результатам термометрии в простаивающей скважине.

4.3. Оценка влияния термоупругих напряжений в околоскважинном пространстве на устойчивость стенок скважины во время бурения.

4.3.1. Расчет напряжений.

4.3.2. Анализ устойчивости скважины.

4.4. Определение глубины протаивания горных пород в скважинах, пробуренных в мерзлоте.

ВЫВОДЫ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Теоретическое изучение теплопереноса в скважине и горном массиве применительно к задачам геотермии"

Актуальность работы

Важным направлением геофизики является геотермия - наука о происхождении и параметрах температурного поля, термических свойствах пород и тепловом потоке Земли. Определение температуры горного массива является одной из основных задач геотермии. Поле температур массива используется для построения профиля плотности теплового потока, анализа его вариаций по глубине, определения глубинного теплового потока и прогноза температур горного массива на подзабойных глубинах. Информация о температурном поле в скважине и околоскважинном пространстве необходима также для решения задач прикладной геофизики, связанных с оценкой технического состояния скважин, таких как 1) расчет термоупругих напряжений в околоскважинном пространстве и оценка устойчивости ствола скважины, 2) выделение зон поглощения бурового раствора, 3) определение глубины протаивания при бурении мерзлых пород, 4) выбор цементного раствора и режима цементации обсадной колонны и др.

При бурении температурное поле вокруг скважины значительно искажается, а процесс его восстановления к первоначальному состоянию может продолжаться несколько недель, а для глубоких скважин - даже несколько месяцев. Как правило, геофизические исследования скважин (в том числе термокаротаж) проводят сразу после завершения бурения, поэтому температура, измеренная в невыстоявшейся скважине, может значительно отличаться от невозмущенной температуры горного массива. Для прогноза последней обычно используют результаты измерения температуры при различных временах выстойки и расчетные методы прогноза невозмущенной температуры горного массива, например, метод Хорнера. Все известные методы прогноза основаны на простых моделях теплового возбуждения горного массива при бурении и требуют проведения ряда циклов термокаротажа в течение нескольких дней после завершения бурения. Улучшение качества прогноза невозмущенной температуры массива по результатам термокаротажа в невыстоявшихся скважинах и уменьшение необходимого времени выстойки скважины перед его проведением может быть обеспечено путем создания детальной математической модели тепловых процессов, связанных с бурением и выстойкой скважины.

В настоящее время существует много аналитических и численных моделей для расчета температуры в скважине при циркуляции бурового раствора. Ряд работ посвящен математическому описанию тепловых процессов, связанных с бурением скважин (континентальных и морских), бурением мерзлых пород, потерей бурового раствора при бурении, влиянием термонапряжений на устойчивость ствола скважины при бурении и т.д. Однако ни одна известная из литературы модель не позволяет одновременно учесть все основные факторы, влияющие на температуру в процессе бурения, циркуляции, выстойки и цементации скважины.

В связи с этим потребовалась разработка математической модели, учитывающей наиболее важные факторы, влияющие на температуру в скважине и горном массиве, и позволяющей (1) определить невозмущенную температуру горного массива по результатам измерения температуры в невыстоявшейся скважине, (2) оптимизировать работы, связанные с бурением и цементацией скважины.

Цель работы

Целью работы является повышение достоверности результатов экспериментальных исследований теплового поля горных массивов, улучшение качества геофизической информации о техническом состоянии скважин.

Основные задачи исследований

В соответствии с поставленной целью в работе решаются следующие задачи:

1. Создание математической модели тепловых процессов, связанных с бурением континентальных и морских скважин, бурением мерзлых пород, позволяющей учесть геометрию скважины и последовательность проведения технологических операций, тепловые эффекты, связанные с потерями давления и вращением буровой колонны, реологию бурового раствора и зависимость его свойств от температуры, потерю бурового раствора в проницаемые пласты.

2. Расчет температурных напряжений в горном массиве вблизи бурящейся скважины и оценка устойчивости ствола скважины с учетом температурных напряжений.

3. Создание математической модели тепловых процессов, связанных с цементацией скважины, включающей тепловое возбуждение массива при бурении, процесс «свободного падения» цементного раствора, его закачку в затрубное пространство и гидратацию.

4. Разработка способа определения невозмущенной температуры горного массива, который использует результаты измерения температуры в невыстоявшейся скважине и математическое моделирование тепловых процессов, связанных с бурением и выстойкой скважины; оценка его точности и чувствительности.

Научная новизна работы

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработана математическая модель тепловых процессов, связанных с бурением морских и континентальных скважин, бурением мерзлых пород, которая отличается тем, что позволяет учесть остановки и изменение скорости бурения, замену бурового раствора, реологию бурового раствора и изменение его свойств с температурой, потери бурового раствора, рассчитать температурные напряжения в горном массиве вблизи скважины и оценить их влияние на устойчивость ствола скважины.

2. Разработанная математическая модель тепловых процессов, связанных с цементацией скважин, включает в себя математическое описание теплового возбуждения массива при бурении, процесса «свободного падения» цементного раствора, его закачки в затрубное пространство и гидратации цементного раствора в условиях пространственно неоднородного, нестационарного распределения температуры горного массива.

3. Предложен способ определения невозмущенной температуры горного массива и выделения зон поглощения бурового раствора, который использует разработанную модель тепловых процессов, связанных с бурением скважины, и результаты измерения температуры в невыстоявшейся скважине.

Защищаемые научные положения

1. Разработанная математическая модель тепловых процессов, связанных с бурением скважины, и созданный программный комплекс обеспечивают расчет температурного поля в бурящейся скважине и околоскважинном пространстве с учетом остановок и изменения скорости бурения, замены бурового раствора, потери бурового раствора в проницаемые пласты, реологии бурового раствора и изменения его свойств с температурой.

2. Прогноз невозмущенной температуры массива по результатам термокаротажа в невыстоявшейся скважине с использованием разработанной математической модели возможен при значительно меньшем времени выстойки скважины перед проведением термокаротажа по сравнению с другими методами прогноза. При наличии информации о температуре бурового раствора на забое во время бурения прогноз невозмущенной температуры возможен по результатам однократной регистрации профиля температуры в невыстоявшейся скважине.

3. Созданная математическая модель позволяет учесть влияние нестационарного распределения температуры в околоскважинном пространстве на устойчивость ствола скважины, глубину протаивания мерзлых пород при бурении и процесс цементации скважины.

Практическая ценность работы

Практическая ценность работы заключается в следующем.

1. Разработана математическая модель тепловых процессов, связанных с бурением скважин, которая позволяет учесть основные факторы, влияющие на поле температуры в скважине и окружающем ее горном массиве.

2. На основе разработанной модели создан пакет прикладных программ, который может быть использован для количественной оценки влияния тепловых эффектов на устойчивость ствола скважины при бурении и на процесс цементации обсадной колонны.

3. Предложен способ, использующий математическое моделирование тепловых процессов, связанных с бурением скважины, и результаты измерений профиля температуры в невыстоявшейся скважине (в том числе однократного измерения), который позволяет выделить и охарактеризовать зоны потерь флюида и определить невозмущенную температуру горного массива.

Реализация и внедрение результатов исследований

Результаты работ использованы в работах по научным проектам Московского научного центра компании Шлюмберже.

Результаты работы внедрены в Научно-исследовательской лаборатории проблем геотермии Российского государственного геологоразведочного университета и Центре коллективного пользования уникальной геотермической аппаратурой РГГРУ.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на Международной конференции молодых ученых, специалистов и студентов "Геофизика" (Новосибирск, 2001 г.), Международной конференции «Тепловое поле Земли и методы его изучения» (Москва, 2002 г.), IV и V Международной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов "Геофизика" (Санкт-Петербург, 2003 и 2005 г.), Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2001-2006 г.), научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (Москва, 2006 г.), V Международной научно-практической конференции «Наука и новейшие технологии при поисках, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых» (Москва, 2006 г.).

Публикации

Результаты работы отражены в 3 научных статьях и 8 тезисах докладов, опубликованных в сборниках трудов Международных научных конференций.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, содержит 119 страниц машинописного текста, 59 рисунков, 2 таблицы, библиографию из 78 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Семенова, Анна Петровна

Основные результаты диссертационной работы заключаются в следующем:

1. Разработана математическая модель процессов тепломассообмена, связанных с бурением скважины, которая позволяет рассчитать распределение температуры в скважине и окружающих горных породах во время бурения, выстойки и цементации скважины с учетом остановок и изменения скорости бурения, замены бурового раствора, потери бурового раствора в проницаемые пласты, реологии бурового раствора и изменения его свойств с температурой.

2. Показано, что расчетная температура бурового раствора на забое практически перестает зависеть от шага по бурению при Az<20-30 м, в то время как температура формации вблизи забоя скважины (на расстоянии 10-15 м от забоя) даже при Az < 1 м может существенно изменяться. Разработана двумерная программа, моделирующая непрерывный процесс бурения, которая может использоваться для более точного расчета температуры горного массива в призабойной зоне совместно с разработанной математической моделью.

3. Установлено, что инфильтрация бурового раствора в горные породы слабо влияет на температуру бурового раствора в процессе бурения, но существенно влияет на радиальное распределение температуры в формации и на скорость восстановления температуры после завершения бурения. С использованием математического моделирования показано, что по невыстоявшейся термограмме можно выделить и охарактеризовать зоны потерь бурового раствора, поглощающие вплоть до 0.25 % от общего объема флюида, циркулирующего в скважине.

4. Разработанная математическая модель позволяет рассчитать температурный режим в скважине в процессе цементации, который включает в себя расчет положения цементной пробки в скважине с помощью модели «свободного падения»; расчет поля температур при закачке цемента, включая тепловыделение при его гидратации. Показано, что разработанная модель хорошо согласуются с аналитическим решением и экспериментальными данными.

5. Разработанная математическая модель тепловых процессов в бурящейся скважине позволяет определить невозмущенную температуру массива по результатам измерений температуры в невыстоявшейся скважине, причем время выстойки скважины перед проведением термокаротажа может быть сокращено до 3-5 часов.

6. Разработанный метод определения невозмущенной температуры горного массива может быть использован при наличии данных лишь одного цикла термокаротажа в невыстоявшейся скважине, однако для увеличения достоверности в этом случае необходимы данные по температуре бурового раствора на забое скважины во время бурения.

7. Установлено, что погрешность задания тепловых свойств по разрезу скважины существенно влияет на точность расчета профиля термоградиента и кондуктивного теплового потока при восстановлении невозмущенной температуры горного массива с использованием разработанной математической модели и результатов измерения температуры в невыстоявшейся скважине.

8. Наличие вечной мерзлоты слабо влияет на температуру бурового раствора в скважине во время бурения, однако оказывает значительное влияние на радиальное распределение температуры в массиве и на скорость восстановления температуры. Разработанная математическая модель позволяет оптимизировать параметры бурения для уменьшения теплового воздействия скважины на мерзлые породы.

9. Температурные напряжения, вызванные бурением скважины, могут достигать значений нескольких десятков МПа, и, следовательно, оказывать существенное влияние на устойчивость ствола скважины. Разработанная математическая модель позволяет оптимизировать параметры бурения для уменьшения напряжений в околоскважинном пространстве.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата физико-математических наук, Семенова, Анна Петровна, Москва

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 2000. 671 с.

2. Бездробный И.О, Булатов А.И., Барановский В.Д., Крылов В.И., Терентьев Ю.Г. Справочное руководство по цементировочному оборудованию. М.: Недра, 1979. 203 с.

3. Болгарский А. В., Михачёв Г. А., Щукин В. К. Термодинамика и теплопередача. М., Высш. шк., 1975. 225 с.

4. Булычев Н. С., 1994. Механика подземных сооружений. М, Недра, с. 236.

5. Воздвиженский Б.И., Голубцов О.Н., Новожилов А.А. Разведочное бурение. М., Недра, 1979. 511 с.

6. Вечная мерзлота и освоение нефтегазоносных районов. Под ред. Е.С. Мельникова и С.Е. Гречищева. М.: ГЕОС, 2002. 400 с.

7. Воларович М.П. Физические свойства минералов и горных пород, Справочник, М, Недра, 1988. 148 с.

8. Володин Ю.И. Основы бурения. М., Недра, 1986. с. 360.

9. Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Геофизические исследования скважин. М.: Изд. «Нефть и газ», 2004. 397 с.

10. Ю.Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Термогидравлические процессы при бурении скважин. М.: Недра, 1991. 217 с.

11. П.Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. М.: Недра, 2001. 450 с.

12. Каркашадзе Г. Механическое разрушение горных пород, Московский государственный горный университет, 2004. 237 с.

13. Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. М.: Наука, 1964. 487 с.

14. Кудряшов Б.Б., Яковлев A.M. Бурение скважин в мерзлых породах. М.: Недра, 1983.287 с.

15. Кудряшов Б.Б., Яковлев A.M. Бурение скважин в осложненных условиях. М.: Недра, 1987. 269 с.

16. Кудряшов Б. Б., Чистяков В. К., Литвиненко B.C. Бурение скважин в условиях изменения агрегатного состояния горных пород. Л.: Недра, 1991.295 с.

17. Мудров А. Е. Численные методы для ПЭВМ на языках Бейсик, Фортран и Паскаль, Томск, МП Раско, 1992. 272 с.

18. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти. Под ред. В. Мори и Д. Фурментро. М.: Мир, 1994. 250 с.

19. Мирзаджанзаде А.Х., Ентов В.М. Гидродинамика в бурении. М.: Недра, 1985. 196 с.

20. Общее мерзлотоведение (геокриология). Под ред. В. А. Кудрявцева. М.: Изд-воМГУ, 1978. 463 с.

21. Пехович А.И., Жидких В.М. Расчеты теплового режима твердых тел. Ленингад: Энергия. 1976. 351 с.

22. Пименов В.П., Семенова А.П. Расчет температурного режима бурящейся скважины при наличии зон поглощения бурового раствора. Изв. вузов. Геология и разведка. 2005. №4. С. 58-61.

23. Самарский А.А. Введение в численные методы, Москва, изд. Наука, 1987. 271 с.

24. Самарский А. А. Теория разностных схем. М.: Наука, 1977. 656 с.

25. Самарский А. А., Вабищевич П.Н. Вычислительная теплопередача. М.: Едиториал УРСС, 2003. 782 с.

26. Сеид-Рза М.К., Исмайылов Ш.И., Ортман П.М. Устойчивость стенок скважин. М: Недра, 1981. 175 с.

27. Семенова А.П., Пименов В.П. Численное моделирование процессов тепло- и массопереноса в бурящихся скважинах. Сборник тезисовдокладов 4-й международной конференции «Геофизика-2003», Санкт-Петербург, 2003, С. 171-172.

28. А.П. Семенова, В.П. Пименов. Численное моделирование тепловых процессов при бурении мерзлых пород. Геология и Разведка, М., 2006, № 2, С. 42-44.

29. Семенова А.П., Пименов В.П. Численное моделирование температурных эффектов, связанных с цементацией скважины. Геология и Разведка, М., 2006, № 5, С. 56-59.

30. Семенова А.П., Пименов В.П. Влияние температурных напряжений на устойчивость скважины во время и после бурения. Сборник тезисов докладов научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые наукам о Земле». М., 2006, С. 161.

31. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. М.: Недра, 1986. 206 с.

32. Справочник, Физические величины под ред. И.С. Григорьева и Е.З. Мейлихова, М.: Энергоатомиздат, 1991. 1232 с.

33. Справочное руководство по цементировочному оборудованию. И.О. Бездробный, А.И. Булатов, В.Д. Барановский, В.И. Крылов, Ю.Г. Терентьев. М., Недра, 1979. 203 с.

34. Теория тепломассообмена. Под. ред. А. И. Леонтьева М., Высш. шк., 1979. 495 с.

35. Тихонов А.Н., Самарский А.А, Уравнения математической физики, М.: Недра, 1972.315 с.

36. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965. 238 с.

37. Череменский Г.А. Геотермия. Ленинград: Недра. 1972. 271 с.

38. Beirute R. M. The Phenomenon of Free Fall during Primary Cementing. Paper SPE 13045, Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 1984.

39. Beirute R.M. A Circulating and Shut-in Well-Temperature-Profile Simulator // JPT. 1991. P. 1140-1146.

40. Bharath Rao. Coiled tubing hydraulics modeling, CTES, L.C., 1999.

41. Bittleston S. H. A Two-Dimensional Simulator To Predict Circulating Temperatures During Cementing Operations. Paper SPE 20448, 65th Annual Technical Conference and Exhibition of the SPE, New Orleans, LA, 1990.

42. Bourgoyne Adam Т., Millheim Keith K., Chenevert Martin E., Young F. S. Applied Drilling Engineering. Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX, 1986. 502 p.

43. Briozzo Adriana C., Tarzia Domingo A. An explicit solution for an instantaneous two-phase Stefan problem with nonlinear thermal coefficients. // IMA, 2002, 67, P. 249-261.

44. CemCADE 4.41. User Guide. Schlumberger, 2004, 217 p.

45. Corre В., Eymard R., Guenot A. Numerical Computation of Temperature Distribution in a Wellbore While Drilling. Paper SPE 13206, 59th Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 1984.

46. Edwardson M.L., Girner H.M., Parkinson H.R., Williams C.D., Matthews C.S. Calculation of Formation Temperature Disturbances Caused by Mud Circulation. // JPT, 1962, April. P. 416-426.

47. Eppelbaum L.V. and Kutasov I.M. Determination of formation temperatures from temperature logs in deep boreholes: comparison of three methods. // journal of Geophysics and Engineering, 2006, 3. P. 348-355.

48. Garcia A., Hernandez I., Espinosa G., Santoyo E. Temlopi: A Thermal Simulator for Estimation of Drilling Mud and Formation Temperatures during Drilling of Geothermal Wells. // Computers and Geosciences. 1998. Vol. 24, No. 5, P. 465-477.

49. Holmes C. S., Swift S. C. Calculation of Circulating Mud Temperatures, // Journal of Petroleum Technology, 1970 June. P. 670-674.

50. Johnson, W., Mellor, P.B., 1973. Engineering plasticity, Van Nostrand Reinhold company, London, 567 p.

51. Kabir C. S., Hasan A. R., Kouba G. E., Ameen M. M. Determining Circulating Fluid Temperature in Drilling, Workover, and Well-Control Operations, // SPE Drilling & Completion, 1996 June. P. 74-79.

52. Karstad E., Bernt S.A. Analysis of Temperature Measurements during Drilling. Paper SPE 38603, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San-Antonio, Texas, 1997.

53. Keller H. H., Couch E. J., Berry P. M. Temperature Distribution in Circulating Mud Columns, // SPEJ. 1973 February. P. 23-30.

54. Kutasov I. M. Applied geothermics for petroleum engineers. Developments In Petroleum Science, V. 48. ELSEVIER, 1999. 347 p.

55. Yuichiro Ichikawa, Tetsuo Yonezawa. The Outline of the MH21 Program and the R&D Plan of Methane Hydrate Development System for Offshore Japan. International Symposium on Ocean Space Utilization Technology. Tokyo, Japan, 2003.

56. Lagarias, J.C., J. A. Reeds, M. H. Wright, and P. E. Wright, "Convergence Properties of the Nelder-Mead Simplex Method in Low Dimensions," SIAM Journal of Optimization, Vol. 9, Number 1, 1998. P. 112-147.

57. Marshall D.W., Bentsen R.G. A Computer Model to Determine the Temperature Distributions in a Wellbore. // JCPT, Jan.-Feb. 1982. P. 63-75.

58. Marshall T.R. and Lie O.H. A Thermal Model of Circulating Wells: 1. Model Development. Paper SPE 24290, SPE European Petroleum Computer Conference, Stavanger, Norway, 1992.

59. Mclellan P., Hawkes C. Borehole Stability Analysis for Underbalanced Drilling, // JCPT, 2001 May, V. 40, N. 5.

60. Nelson E. B. Well Cementing. Schlumberger Dowell. Netherlands, 1990.

61. Perkins, Т.К., and Gonzalez, J.A. Changes in Earth Stresses Around a Wellbore Caused by Radially Symmetrical; Pressure and Temperature Gradients. //SPEJ, April 1984. P. 129-140.

62. Ramey H.J., Jr. Wellbore heat transmission. // JPT, 1962, April. P. 427-435.

63. Raymond L. R. Temperature Distribution in a Circulating Drilling Fluid, // JPT, 1969 March. P.333-341.

64. Roaditer R.D., Godbole S.P., Kamath V.A. Estimation of Parameters for Drilling in Arctic and Offshore Environment in the Presence of Hydrates. Paper SPE 16671, the 62nd SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, 1987.

65. Romero J., Loizzo M. The Importance of Hydration Heat in Cement Strength Development for Deep Water Wells. Paper SPE 62894, the 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, 2000.

66. Romero J., Touboul E. Temperature Prediction for Deepwater Wells: A Field Validated Methodology. Paper SPE 49056, the 1998 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New-Orleans, Louisiana, 1998.

67. Von Rosenberg D.U. Methods for the Numerical Solution of Partial Differential Equations. American Elsevier Publishing Co., Inc., New York, 1969.

68. Schoeppel R. J., Bennett R. E. Numerical Simulation of Borehole and Formation Temperature Distributions While Drilling to Total Depth. Paper SPE 3364, the 46th Annual Fall Meeting of the SPE of AIME, New Orleans, LA, 1971.

69. Smith D. K. Cementing. Society of Petroleum Engineers. Richardson, TX. 2003. 254 p.

70. Smith R.C. Successful Primary Cementing Can Be a Reality, // JPT. 1984 November. P. 1851-1858.

71. Smith R.C. Successful Primary Cementing: Fact or Fiction. Paper SPE 14135, SPE International Meeting on Petroleum Engineering, Beijing, China, 1986.

72. Tang, L., Luo, P. The effect of thermal stress on wellbore stability, SPE 39505, 1998.

73. M. Thompson, Т. M. Burgess. The Prediction of Interpretation of Downhole Mud Temperature While Drilling. Paper SPE 14180, the 60th Annular Technical Conference and Exhibition of SPE, Las Vegas, NV, 1995.

74. Tuman, V.S. "Thermal Stresses Around a Wellbore and Their Small Effect on Velocity Logging", SPE 308, 1962.