Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Экспериментальное изучение деформационных и прочностных характеристик горных пород на испытательной системе трехосного независимого нагружения ИСТИН 42
1.1 Испытательная система трехосного независимого нагружения (ИСТИН) 42
1.2 Определение на установке ИСТИН деформационных характеристик анизотропных горных пород 52
1.3 Определение на установке ИСТИН прочностных характеристик горных пород 64
1.4. Проведение на установке ИСТИН испытаний по схеме «по схеме полый цилиндр» 77
1.5. Моделирование деформирования и разрушения породы в окрестности горизонтальной скважины при наличии бокового распора 86
1.6. Испытания по схеме «полый цилиндр» при наличии бокового распора 93
1.7. Влияние масштабного эффекта на механические свойства горных пород 98
Глава 2. Механико-математическая модель и прямое моделирование разрушения анизотропных горных пород при проводке и эксплуатации наклонных и горизонтальных скважин 104
2.1 Механико-математическая модель устойчивости наклонных скважин в слоистых горных породах 108
2.2 Прямое моделирование на установке ИСТИН устойчивости наклонных скважин 122
2.2.1. Программа нагружения образцов при моделировании проводки наклонных скважин 123
2.2.2. Методика моделирования проводки наклонной скважины 125
2.3. Определение параметров бурения, обеспечивающих устойчивость стволов наклонных скважин Рогожинского месторождения 126
2.3.1. Данные об образцах 126
2.3.2. Результаты прямого моделирования бурения наклонных скважин на установке ИСТИН 131
2.4. Результаты испытаний образцов породы из скв.789 Рогожниковского месторождения на установке ИСТИН 153
2.4.1. Напряжения в окрестности горизонтальной скважины 153
2.4.2. Программа нагружения образцов при моделировании бурения горизонтальных скважин 157
2.5. Определение допустимых депрессий при бурении горизонтальных скважин на пласте ЮС-2 Русскинского месторождения 160
2.5.1. Данные об испытанных образцах 160
2.5.2. Данные по ультразвуковому прозвучиванию образцов 161
2.5.3. Результаты испытаний образцов 164
Глава 3. Методика определения параметров устойчивости стволов скважин в опытах на одноосное сжатие 172
3.1 Определение упругих констант слоистых горных пород в опытах на одноосное сжатие 174
3.2 Определение прочностных констант горных пород в опытах на одноосное сжатие 178
3.3 Пример определения параметров бурения 179
3.4. Оценка устойчивости стволов наклонных и горизонтпльных скважин в опытах на одноосное сжатие 182
3.5. Методика проведения экспериментов по изучению деформационных и прочностных свойств в условиях одноосного сжатия 185
3.6. Определение прочностных характеристик образцов кернового материала продуктивных пластов при одноосном сжатии на установке SHIMADZU, расчёт параметров устойчивости 189
Глава 4. Метод направленной разгрузки пласта - новый подход к проблеме повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин 196
4.1. Экспериментальное изучение влияния напряжений на фильтрационные свойства пород коллекторов нефтяных и газовых месторождений 198
4.1.1. Результаты испытаний на установке ИСТИН кернового материала из Нижнечутинского месторождения 211
4.2. Метод направленной разгрузки пласта 222
4.3. Методика проведения работ по повышению продуктивности скважин методом направленной разгрузки пласта 238
4.4. Результаты опытно-промысловых работ по методу направленной разгрузки пласта 245
Глава 5. Механико-математический анализ напряженных состояний и размеров зон нарушенности, возникающих в окрестности нефтяных и газовых скважин с учетом фильтрации нефти (газа) 252
5.1. Расчеты напряженного состояния без учета влияния сжимаемости флюида и зависимости его вязкости от давления 252
5.2. Влияние сжимаемости флюида (газа) и зависимости его вязкости от давления на распределение напряжений и размер нарушенной зоны в окрестности скважины 271
5.3. Механико-математическая модель разрушения кернов горных пород при их отборе из коллекторов нефтяных месторождений 287
Заключение 300
Список литературы 303
- Испытательная система трехосного независимого нагружения (ИСТИН)
- Результаты прямого моделирования бурения наклонных скважин на установке ИСТИН
- Результаты испытаний на установке ИСТИН кернового материала из Нижнечутинского месторождения
- Влияние сжимаемости флюида (газа) и зависимости его вязкости от давления на распределение напряжений и размер нарушенной зоны в окрестности скважины
Введение к работе
Актуальность темы. Современные технологии добычи нефти и газа во многом основаны на бурении наклонных и горизонтальных скважин. Однако с их использованием возникли серьезные проблемы. Оказалось, что устойчивость стволов наклонных скважин существенно зависит от деформационных и прочностных характеристик горных пород, наличия и степени их анизотропии, а также от геометрии скважин и давления на их забое. Осложнения при бурении нефтяных и газовых скважин, связанные с потерей устойчивости ствола, как правило, сопровождаются большими затратами средств на ликвидацию их последствий, в связи с чем прогнозирование и предупреждение данного вида осложнений играет немаловажную роль в снижении себестоимости строительства скважин. Кроме того, разрушение стволов скважин является одним из основных факторов, ограничивающих максимальные де-биты скважин.
Традиционным подходом к решению подобных проблем является создание механико-математических моделей и отыскание с их помощью ответов на указанные вопросы. Однако для пород с ярко выраженной анизотропией упругих и прочностных свойств (в частности для слоистых пород) подобный путь сталкивается с большими трудностями. Это связано с тем, что попытки создать адекватную механико-математическую модель, описывающую процессы разрушения породы в окрестности наклонной скважины с учетом изменения угла ее наклона, для сильно анизотропных пород приводят к ее резкому усложнению.
В свою очередь, усложнение модели неизбежно приводит к увеличению числа деформационных и прочностных параметров, входящих в модель. Экспериментальное определение этих параметров для анизотропных пород само по себе является сложной задачей, требующей сложного лабораторного оборудования. Кроме того, любая математическая модель требует принятия некоторого закона прочности породы, что для анизотропных пород также является отдельной сложной задачей.
Все это приводит к необходимости принятия определенных упрощений и допущений в модели, в результате чего практические выводы, основанные на расчетах по таким моделям, часто носят лишь оценочный характер.
Развитый в диссертации подход кардинально отличается от изложенного выше. В его основе лежит прямое моделирование процессов деформирования и разрушения горных пород в окрестности скважины на уникальном испытательном стенде трехосного независимого нагружения (ИСТИН) под действием реальных напряжений, возникающих в пласте при разной геометрии скважин и разных забойных давлениях. При этом программа нагружения исследуемых образцов, представляющих собой кубики с ребром 40 или 50 мм, определяется на основе механико-математической модели, учитывающей анизотропию деформационных и прочностных свойств горных пород.
Другой важнейшей проблемой, возникающей при разработке нефтяных и газовых месторождений, является повышение продуктивности скважин. Одной из основных причин снижения дебита скважин в процессе их эксплуатации является ухудшение фильтрационных свойств пласта, что связано в основном с загрязнением и заиливанием естественных фильтрационных каналов при эксплуатации скважин.
Применяемые в настоящее время методы воздействия на ПЗП с целью повышения ее проницаемости направлены в основном на «очистку» существующих фильтрационных каналов от посторонних частиц. Но зачастую это оказывается невозможным.
Имеется принципиально другая возможность восстановления проницаемости призабойной зоны пласта, основанная на инициировании процесса растрескивания и разрушения породы в окрестности скважины. Академик С.А.Христианович предложил использовать этот процесс для повышения проницаемости призабойной зоны пласта, и на основе этой идеи был разработан новый метод повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин - метод направленной разгрузки пласта.
Идея метода направленной разгрузки пласта состоит в том, чтобы за счет неравномерной направленной разгрузки породы от горного давления создавать в окрестности скважины напряжения, приводящие к растрескиванию породы и появлению
в пласте искусственной системы множественных макротрещин. Эта система трещин играет роль искусственной системы фильтрационных каналов, причем проницаемость этой новой системы значительно (на порядок и более) превышает природную проницаемость пласта.
В результате исследований и разработок, представленных в диссертации, разработаны теоретические и экспериментальные положения о процессах деформирования и разрушения анизотропных горных пород, совокупность которых можно квалифицировать как научное достижение, направленное на решение научной проблемы, имеющей важное практическое значение - повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин и увеличения их продуктивности.
Целями работы были:
Разработка нового подхода к решению геомеханических проблем, связанных с деформированием и разрушением горных пород в окрестности нефтяных и газовых скважин под действием возникающих в них напряжений.
Создание методики определения деформационных и прочностных характеристик анизотропных горных пород в условиях трехосного неравнокомпонентного на-гружения образцов породы на установке ИСТНН.
Создание механико-математической модели устойчивости стволов наклонных и горизонтальных скважин при их проводке и эксплуатации, в основе которой лежит положение, что основным фактором, влияющим на устойчивость стволов скважин, является анизотропия прочностных и деформационных свойств горных пород.
Прямое моделирование на установке ИСТНН на основе разработанной механико-математической модели процессов деформирования и разрушения горных пород при бурения и эксплуатации скважин.
Разработка методики экспериментального определения на установке ИСТНН параметров бурения и эксплуатации наклонных и горизонтальных скважин.
Разработка методики определения параметров бурения нефтяных и газовых скважин (в том числе горизонтальных) на основании результатов одноосных испытаний образцов горных пород.
Апробация развитого подхода для определения оптимальных параметров бурения скважин на конкретных месторождениях.
Разработка нового способа повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин - метода направленной разгрузки пласта.
Разработка технологии реализации метода направленной разгрузки пласта на скважинах нефтяных месторождений.
Проведение опытно-промысловых испытаний метода направленной разгрузки пласта по разработанной технологии на ряде нефтяных месторождений.
Для достижения поставленных целей ставились следующие задачи:
Экспериментальное изучение на испытательной системе трехосного независимого нагружения ИСТИН деформационных и прочностных характеристик анизотропных горных пород.
Изучение зависимости напряженного состояния, возникающего в окрестности наклонно направленных скважин, бурящихся в анизотропных (слоистых) горных породах, от геометрии скважин и величины давления на их забое.
Прямое моделирование на установке ИСТИН процессов деформирования и разрушения горных пород в окрестности наклонных и горизонтальных скважин.
Экспериментальное изучение на установке ИСТИН влияния напряжений на фильтрационные свойства горных пород.
Анализ напряженных состояний и размера зон разрушения, возникающих в окрестности нефтяных и газовых скважин, с учетом фильтрации нефти (газа) и зависимости их вязкости и плотности от давления.
Проведение на установке ИСТИН испытаний кернового материала из коллекторов конкретных месторождений с целью определения параметров и режимов реализации на них метода направленной разгрузки пласта.
Проведение опытно-промысловых работ по методу направленной разгрузки пласта на ряде нефтяных месторождений.
Методы исследований. Теоретический анализ проводился с использованием современных представлений и методов теории упругости и теории разрушения. При
проведении численных расчетов применялся пакета программ ANSYS, разработанный на основе метода конечных элементов. Для определения упругих и прочностных характеристик горных пород и физического моделирования процессов деформирования и разрушения в окрестности наклонных и горизонтальных скважин использовался уникальный экспериментальный стенд - испытательная система трехосного независимого нагружения, созданная в Институте проблем механики РАН. При реализации метода направленной разгрузки пласта на нефтяных скважинах применялось современное нефтепромысловое оборудование и материалы.
На защиту выносятся следующие основные положения.
Новый подход к решению геомеханических проблем, связанных с деформированием и разрушением горных пород в окрестности нефтяных газовых скважин под действием возникающих в них напряжений.
Методика определения на испытательной системе трехосного независимого нагружения ИСТИН деформационных, прочностных и фильтрационных характеристик горных пород (в том числе анизотропных).
Механико-математическая модель устойчивости стволов наклонных и горизонтальных скважин при их проводке и эксплуатации в анизотропных (слоистых) горных породах.
Методика определения оптимальных параметров бурения и эксплуатации скважин (оптимальных углов наклона скважины и допустимых давлений на ее забое) путем прямого моделирования этих процессов на испытательном стенде ИСТИН.
Новый способ повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин - метод направленной разгрузки пласта.
Решение задачи о распределении напряжений, возникающих в окрестности нефтяной (газовой) скважины с учетом процесса фильтрации нефти (газа) и зависимости их вязкости и плотности от давления;
Анализ на основе полученного решения размеров зон разрушения, возникающих в окрестности нефтяной (газовой) скважины при понижении давления на ее забое, для различных критериев местного разрушения породы;
Достоверность полученных результатов исследований подтверждается использованием при анализе фундаментальных законов механики твердого деформируемого тела, применением высокоточного и неоднократно апробированного экспериментального оборудования, соответствием полученных данных по оптимальным параметрам бурения наклонных и горизонтальных скважин наблюдавшимся при разбуривании конкретных месторождений, положительными результатами опытно-промысловых испытаний метода направленной разгрузки пласта на скважинах.
Научная новизна результатов работы и практическая ценность заключается в том, что развит новый подход к исследованию процессов деформирования и разрушения анизотропных горных пород, возникающих при разработке нефтяных и газовых месторождений. На его основе создана новая методика определения на установке ИСТНН параметров бурения наклонных и горизонтальных скважин и методика определения допустимых депрессий при их эксплуатации. Разработана новая технология повышения дебита нефтяных и газовых скважин - метод направленной разгрузки пласта. Проведены успешные опытно-промысловые испытания технологии на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири, Приобья и Приуралья.
Апробация работы.
Основные результаты работы докладывались, обсуждались и представлялись на международных и российских форумах и конференциях: VIII и IX Всероссийских съездах по теоретической и прикладной механике (Пермь, 2001, Нижний Новгород, 2006, Нижний Новгород, 2011); научно-практических конференциях по бурению и повышению нефтеотдачи скважин (Москва, 2003, 2004, 2005), международных салонах изобретений и инноваций (Брюссель, 2007 - серебряная медаль, Страсбург, 2009 - золотая медаль, Страсбург, 2010 - серебряная медаль), The 12th International Congress on Rock Mechanics (Beijing, October 18-21, 2011).
Публикации. Основные результаты по теме диссертационного исследования изложены в 32 публикации, список которых представлен в конце автореферата, 15 из них представлены в изданиях из перечня ВАК.
Структура и объем диссертации.
Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения и списка литературы из 118 наименований, содержит 318 страниц.
Испытательная система трехосного независимого нагружения (ИСТИН)
В настоящее время для определения упругих и прочностных характеристик горных пород главным образом используются экспериментальные установки, в основу которых заложен принцип Т. Кармана. Испытываемые образцы представляют собой цилиндры длиной 70 - 80 мм и диаметром 30 - 40 мм. Нагружение образцов осуществляется вертикальным давлением за счет усилия и боковым давлением по периметру образца гидравлическим путем с помощью гидромультипликатора. Подобные установки, называемые стабилометрами, позволяют создавать в испытываемом образце напряженные состояния, характеризуемые следующим соотношением главных нормальных напряжений: ai а2 - CJ3 . Таким образом, в установках, основанных на принципе Кармана, можно осуществлять независимое нагружение образцов лишь по двум осям.
Этого оказывается достаточным для определения упругих и некоторых прочностных характеристик горных пород в предположении их изотропности. Для существенно анизотропных пород определение этих параметров на установках с кармановской схемой оказывется невозможным. При этом именно анизотропия упругих и прочностных свойств горных пород является основной причиной ряда серьезных проблем, возникающих при проводке и эксплуатации наклонных и горизонтальных скважин.
Кроме того, важно отметить, что поскольку в широко распространенных установках, использующих схему Кармана, осуществляется двухосное нагружение образца, то эти установки не позволяют воспроизводить реальные напряженно-деформированные состояния, возникающие в пласте, которые являются существенно трехмерными.
Всех этих недостатков лишена созданная в Институте проблем механики РАН испытательная система треосного независимого нагружения (ИСТНН), рис. 1.1. Установка ИСТНН представляет собой уникальный исследовательский комплекс для изучения деформационных, прочностных и фильтрационных характеристик горных пород.
Отличительной особенностью установки ИСТНН является то обстоятельство, что она позволяет нагружать образцы породы, представляющие собой кубики с гранью 40 или 50 мм, независимо по трем осям. Это дает возможность воссоздавать в ходе опытов любые напряженные состояния, возникающие в призабойной зоне пласта при бурении скважины, ее освоении и эксплуатации, и изучать их влияние на фильтрационные свойства породы.
ИСТИН относится к классу электрогидравлических испытательных машин с автоматизированной системой управления. Испытательная система представляет собой комплекс, включающий силовой агрегат, маслонасосную станцию (МНС) с пультом управления, блок автоматического управления, измерительно-информационную систему.
В состав ИСТИН входят следующие основные узлы:
- трехосный силовой агрегат;
- гидростанция;
- пульт управления гидропроводом;
- электрическая система управления;
- измерительно-информационный блок.
Силовой агрегат представляет собой конструкцию из трех силовых рам, установленных на специальной подставке. Оси силовых рам взаимно перпендикулярны и имеют общую точку пересечения. На верхней траверсе установлен силовой двухштоковый гидроцилиндр, на штоке гидроцилиндра установлен динамометр для измерения усилия, развиваемого гидроцилиндром. Наибольшее давление рабочей жидкости в гидроцилиндре составляет 200 МПа, при этом гидроцилиндр развивает усилие 500 кН. Чтобы обеспечить возможность перемещения плит в плоскости перпендикулярной оси силовой рамы с малой силой трения при довольно высокой нагрузке нажимная и опорная плиты установлены на плоских роликовых подшипниках прецизионного исполнения. Три пары плит образуют нагружающий узел, в котором нагрузки прикладываются по всей поверхности призматического образца. Нагружающие и опорные плиты снабжены комплектами сменных наконечников, позволяющих проводить испытания образцов в форме куба с ребром 40 мм и 50 мм. На наконечниках установлены элементы датчика перемещения. Рабочий ход каждой из нажимных плит составляет 12 мм, холостой ход (отвод и повод нажимной плиты) -130мм.
В исходном рабочем состоянии три пары нажимных плит образуют узел нагружения, а наконечники нажимных плит - рабочую камеру, в которую помещается испытуемый образец горной породы. Рабочая камера, соответственно образец, имеет форму куба, с ребром Іо.Особенностью конструкции узла нагружения ИСТИН является то, что рабочая поверхность наконечника нажимной плиты (поверхность контактирующая с образцом) имеет размер несколько больший, чем размер грани образца 1о+А1о, и в рабочем положении наконечники нажимных плит установлены с заходом относительно друг друга. Таким образом, активная нажимная плита, перемещаясь в осевом направлении и деформируя образец, сдвигает две соседние нажимные плиты (одну активную и одну опорную) в том же направлении.
На рис. 1.2 и рис. 1.3 показана кинематика движения плит нагружающего узла установки ИСТИН при нагружении образца. Сложность здесь состоит в том, чтобы исключить при деформировании образца взаимовлияние плит, двигающихся по разным осям, друг на друга.
На рис. 1.2 схематично показано положение плит до начала нагружения образца, а на рис. 1.3 - после его деформирования. Из рис. 1.3 видно, что плиты при движении перемещают соседние плиты в направлении, перпендикулярном оси их движения. При этом необходимо было добиться, чтобы трение между плитами отсутствовало, что представляет собой сложную техническую задачу.
Такая конструкция узла нагружения является отличительной особенностью ИСТНН. По сравнению с другими испытательными средствами на сложное нагружение с использованием жестких нажимных плит она обеспечивает равномерное приложение нагрузок по всей площади образца в течение всего процесса деформирования, включая стадию разрушения, что существенно упрощает анализ результатов экспериментов, так как отпадает необходимость учета возможности концентрации напряжений вблизи ребра образца
Гидропривод ИСТНН (МНС) предназначен для подачи рабочей жидкости к агрегатам управления силовыми гидроцилиндрами. Гидропривод обеспечивает максимальную скорость перемещения штока силового гидроцилиндра равную 3 мм/сек. Рабочее давление масла может устанавливаться в интервале от 7 до 20 МПа.
В ИСТНН применена четырехканальная система управления с электрогидравлическими преобразователями (сервоклапанами). Три канала управляющей системы использованы для управления силовыми гидроцилиндрами, один -резервный. Динамометры, установленные в штоках силовых гидроцилиндров, либо датчики перемещения используются в качестве датчиков обратной связи в системе управления. Возможность управлять процессом нагружения либо по усилиям либо по перемещениям по каждому из трех каналов позволяет реализовать практически любую траекторию нагружения (деформирования) образца, включая процесс разрушения.
Результаты прямого моделирования бурения наклонных скважин на установке ИСТИН
Моделирование бурения наклонных скважин проводилось на установке ИСТНН по методике, изложенной выше в п. 2.2.2.
В п.2.1 показано, что при проводке наклонной скважины наиболее опасной с точки зрения начала разрушения является окрестность точки М, рис. 2.2. Поэтому при моделировании на установке ИСТНН условий, возникающих в окрестности наклонной скважины при различных углах ее наклона, образцы нагружались напряжениями, действующими в породе в окрестности точки М при изменении давления в скважине. Расчеты показывают, что при упругих модулях, характерных для рассматриваемых пород, главные оси напряжений в точке М совпадают с осями системы координат, связанной с осями скважины. Иными словами, в ходе испытаний образцов к их граням должны прикладываться напряжения в грунтовом скелете, соответствующие напряжениям sr,se,sz в точке М.
Поскольку предметом исследования являлись вмещающие породы, обладающие нулевой проницаемостью, то напряжения, действующие в грунтовом скелете в них равны полному напряжению, т.е. st = JrСоответствующая программа испытаний показана в п.2.3 на рис. 2.5.
Ниже приведены результаты испытаний ряда характерных образцов для каждого из исследованных пластов. Углы, под которыми были вырезаны испытанные образцы, отвечали углам наклона скважины.
Для измерения ползучести образцов при различных плотностях бурового раствора нагружение образца при достижении радиальным напряжением s3 величины давления в скважине, отвечающего данной плотности бурового раствоpa, останавливалось и измерялось деформирование образца в радиальном направлении с течением времени.
На рисунках показаны диаграммы ползучести образцов. На каждом графике по оси ординат отложена деформация образца вдоль оси 3, соответствующей радиальному направлению в скважине, а по оси абсцисс -время измерения ползучести в секундах.
Из рис. 2.7 видно, что ползучесть образца отмечалась при всех плотно-стях бурового раствора, в том числе и при плотности 1,25 г/см . Применительно к скважине это означает, что для обеспечения устойчивости стенок скважины при угле наклона около 30 плотность бурового раствора должна быть не ниже 1,25 г/см3.
На основании результатов испытания образца можно сделать вывод, что для скважин с углом наклона около 45, так же как и для скважин с углом наклона 30, для обеспечения устойчивости стенок скважины плотность бурового раствора должна быть не менее 1,25 г/см3.
Образец был испытан на ползучесть при двух плотностях бурового раствора: 1.17 г/см3 и 1.25 г/см . Результаты испытания показывают, что ползучесть породы невелика уже при плотности 1.17 г/см3. Поэтому для устойчивости скважин при небольших углах наклона (до 15) можно рекомендовать плот-ность бурового раствора 1.16 г/см -1.19 г/см .
Испытания образца показали, что ползучесть породы при плотности бу-рового раствора 1.25 г/см практически отсутствует, а при плотности 1.18 г/см невелика. Поэтому, как и в случае скважин с наклоном около 15, для устойчи-вости скважин плотность бурового раствора должна быть 1.17 г/см -1.19 г/см .
Ползучесть образцов измерялась при плотностях бурового раствора 1.12 г/см , 1.20 г/см и 1.30 г/см . Получившаяся картина существенно отличается от той, которая наблюдалась при испытаниях образцов, вырезанных под углами 15 и 30. Из рис. 2.11 видно, что заметная ползучесть образцов наблюдалась при плотности бурового раствора 1.20 г/см , а при плотности 1.30 г/см ползучесть образцов прекратилась. Поэтому, чтобы не допустить разрушения стенок скважин с углом наклона около 45, плотность бурового раствора должна быть в пределах 1.23 г/см3 -1.25 г/см3.
Ползучесть образца измерялась при плотностях бурового раствора 1.12 г/см , 1.20 г/см и 1.30 г/см . Из рис. 2.12 видно, что даже при плотности бурового раствора 1.30 г/см3 образец достаточно интенсивно деформировался. Это говорит о том, что при углах наклона скважин около 60 плотность бурового раствора должна быть 1.27 г/см - 1.30 г/см или даже выше.
Из результатов испытания образца видно, что при плотностях бурового раствора 1.12 г/см и 1.18 г/см3 ползучесть образца была значительной, а при плотности 1.25 г/см3 она хоть и уменьшилась, но все еще оставалась заметной. Из этого опыта следует, что для обеспечения устойчивости ствола скважины при угле наклона около 60 плотность бурового раствора на ее забое должна быть не менее 1.25 г/см .
Образец был испытан при плотностях бурового раствора 1.12 г/см , 1.20 г/см , 1.30 г/см , 1.4 г/см . Ползучесть породы бала значительной при плотности 1.12 г/см , при плотности 1.20 г/см она еще оставалась заметной, а при двух других плотностях она практически отсутствовала. Отсюда следует, что плотность бурового раствора, при которой скважины с углом наклона 45 устойчива, должна быть около 1.21 г/см3" 1.23 г/см3.
Тулемейская свита (2491м - 2501 м).
Образец, вырезанный под углом 15 к вертикали.
Из рис.2.23 видно, что даже при плотности 1.25 г/см3 порода достаточно интенсивно «ползла». Поэтому для скважин с углом наклона около 15 на основании испытания образца № 64-1 можно рекомендовать плотность бурового раствора 1.23 г/см3 - 1.25 г/см3.
Из рис.2.24 видно, что порода интенсивно «ползет» при плотности бурового раствора 1.20 г/см . Поэтому для устойчивости скважин с углом наклона около 30 плотность бурового раствора должна быть 1.23 г/см3 - 1.25 г/см .
Таким образом, на основании результатов испытаний кернового материала из Березовской, Ханты-Мансийской, Викуловской, Кашайской, Фроловскои и Тулемейской свит Рогожниковского месторождения могут быть сделаны следующие рекомендации относительно плотности бурового раствора, обеспечивающей устойчивость стенок наклонных скважин при различных углах их наклона.
Для определения времени потери устойчивости скважины после ее проходки необходимо помимо описанных выше опытов по исследованию ползучести породы провести дополнительные эксперименты по определению предельных разрушающих деформаций пород. С этой целью образцы породы, вырезанные из исследуемых пропластков под разными углами, соответствующими разным углам наклона скважин, должны нагружаться до разрушения. Деформация, при которой произойдет разрушение, и будет предельной деформацией разрушения породы. Тогда, зная из опытов на ползучесть скорость ползучести породы, можно найти время, через которое деформация образца достигнет предельной деформации. Это и будет время до потери устойчивости скважины.
Однако вследствие ограниченности кернового материала и большой сложности изготовления образцов из-за их низкой прочности провести опыты на разрушение образцов оказалось невозможным. Поэтому на основе выполненных опытов на ползучесть пород и измеренных в них скоростей деформирования можно было сделать выводы только об относительном времени устойчивости стволов скважин для разных пропластков, углов наклона скважин и плотностей бурового раствора.
Результаты испытаний на установке ИСТИН кернового материала из Нижнечутинского месторождения
В ходе эксплуатации Нижнечутинского нефтяного месторождения в республике Коми возникли ряд сложностей, причина которых была не ясна. Основная проблема заключалась в том, что после вызова притока дебит нефти начинал падать, и довольно быстро практически прекращался. Кроме того, при бурении скважин и в ходе их эксплуатации набладался значительное выдавливание породы в скважину, что отрицательно влияло на устойчивость стволов скважин и существенно осложняло проведение работ.
Для исследования причин указанных явлений на установке ИСТНН был предоставлен керновый материал из четырех разведочных скважин месторождения. Он представлял собой высокоглинистый мелкозернистый песчаник. Всего было изготовлено 10 кубических образцов породы с гранью 50 мм.
В ходе опытов на установке ИСТНН изучалось влияние возникающих в пласте напряжений на фильтрационные свойства пород, а также исследовались деформационные и оеалогические свойства породы.
В результате было установлено, что при создании в образцах напряжений, возникающих в окрестности открытого ствола скважины или перфорационного отверстия (см. рис.4.1), проницаемость породы резко уменьшалась при увеличении депрессии. Это падение проницаемости было необратимым, и при снятии депрессии проницаемость не восстанавливалась.
На рис.4.5. приведены результаты испытания одного из образцов. На верхнем рисунке показана программа нагружения образца и изменение его проницаемости в ходе опыта; на нижнем - кривые деформирования образца по трем осям. Из рис.4.5 видно, что в процессе испытания проницаемость образца упала на 50 % на этапе всестороннего сжатия (сужение фильтрационных каналов) и затем еще в 2,5 раза при росте сдвиговых напряжений, что, по-видимому, связано с «заплыванием» фильтрационных каналов. После разгрузки проницаемость образца не восстановилась.
Отсюда следует важный практический вывод, что при понижении давления на забое скважины в процессе ее освоения и эксплуатации вокруг скважин и перфорационных отверстий могут образовываться зоны, в которых проницаемость породы будет существенно понижена по сравнению с естественной проницаемостью пласта. Эти зоны будут играть роль своего рода «пробок», препятствующих поступлению жидкости из пласта в скважину. Проницаемость породы в указанных зонах, как показали опыты, с течением времени уменьшается, что должно приводить к постепенному снижению дебита скважины. Образование зон пониженной проницаемости носит необратимый характер, так что повышение давления на забое скважин не приводит к их исчезновению.
Причиной падения проницаемости породы при создании депрессии на забое скважины являются возникающие при этом в породе касательные напряжения. Касательные напряжения приводят к тому, что содержащаяся в породе глина начинает деформироваться («течь»), заполняя естественные фильтрационные каналы и уменьшая проницаемость породы. Чем больше величина касательных напряжений, тем интенсивнее текучесть глины и, тем самым, значительнее падение проницаемости.
Для того, чтобы не допустить указанное падение проницаемости породы в призабойной зоне пласта, необходимо уменьшить действующие в этой области касательные напряжения. В частности, для открытого ствола скважины это сводится к уменьшению действующих в ее окрестности кольцевых напряжений 7е (см. рис.2.1), поскольку максимальные касательные напряжения в этом случае определяются полуразностью кольцевых напряжений о е и радиальных напряжений стт, равных давлению жидкости в скважине.
На практике этого можно достичь путем предварительного, т.е. до создания депрессии, нарезания вертикальных щелей в открытом участке ствола скважины. Вопрос состоит в том, сколько щелей и какого размера необходимо нарезать, чтобы добиться эффективной разгрузки призабойной части пласта от касательных напряжений.
С этой целью с помощью пакета программ ANSYS были проведены расчеты полей напряжений в окрестности открытого ствола с вертикальными щелями для условий Нижнечутинского месторождения. При этом при вычислениях использовались упругие константы породы, определенные в ходе испытаний кернового материала на установке ИСТИН.
На рис. 4.6 показано распределение касательных напряжений в окрестности необсаженного участка ствола вертикальной скважины при отсутствии вертикальных щелей. Желтый и красный цвета отвечают зонам, в которых действуют высокие касательные напряжения, при которых, согласно результатам испытаний кернового материала на установке ИСТИН, происходит падение проницаемости породы. Из рис. 4.6 видно, что скважина окружена низкопроницаемой «пробкой», толщина которой составляет примерно 50% радиуса скважины.
Нарезание вертикальных щелей существенно меняет ситуацию. На рис. 4.7 показано распределение касательных напряжений в окрестности необса женной скважины с двумя диаметрально противоположными вертикальными щелями. Глубина щели равна радиусу скважины. Из рис. 4.7 видно, что щели практически в два раза снижают действующие на контуре скважины касательные напряжения, а зоны пониженной проницаемости значительно уменьшаются в размере и отодвигаются в глубь пласта. Такая же картина будет иметь место даже при максимальных депрессиях. Таким образом, прорезание двух вертикальных щелей существенно улучшает ситуацию и должно обеспечить более высокий дебит скважины.
Необходимо еще раз подчеркнуть, что нарезание двух вертикальных щелей необходимо производить, не допуская снижения давления на забое скважины, т.е. до освоения скважины. В противном случае вблизи скважины возникнут большие касательные напряжения, которые вызовут необратимое ухудшение проницаемости породы в этой зоне пласта, и как следствие падение дебита скважины.
Исследование деформационных и реалогических свойсв кернового материала из коллектора Нижнечутинского месторождения показало, что изучаемая порода обладает повышенными деформационными свойствами, что проявляется в ее значительной ползучести даже при достаточно низких напряжениях. На рис. 4.9. показана программа нагружения образца (верхний рисунок) и кривые деформирования образца по трем осям (нижний рисунок). На рис.4.10 представлены кривые ползучести образца при трех значенияз давления на забое скважины.
Из приведенных результатов испытания одного из образцов видно, что при создании в нем напряжений, отвечающих тем, что возникают в окрестности скважины при понижении в ней давления, образец интенсивно деформировался, а скорость ползучести его при постоянной нагрузке была высокой.
На основании результатов испытаний на установке ИСТИН образцов породы из Нижнечутинского месторождения был сделан вывод, что вскрытие пласта на депрессии может приводить к разрушению и выдавливанию породы в скважину. Причем время от пробуривания скважины до разрушения ее стенок весьма незначительно и составляет несколько часов.
Причиной ползучести и разрушения породы является возникновение в окрестности скважины при создании в ней депрессии касательных напряжений, превосходящих предел прочности породы. Поэтому выход из этой ситуации, как и в случае с сохранением проницаемости породы в прискважинной области пласта, видится в том, чтобы предотвратить возникновение на стенках скважины больших касательных напряжений, что можно обеспечить путем нарезания вертикальных щелей в необсаженном участке ствола скважины. Проведенные численные расчеты показывают, что две вертикальные диаметрально противоположные щели разгружают призабойную зону пласта от касательных напряжений и тем самым обеспечивают устойчивость ствола необсаженной скважины при создании депрессии.
Таким образом, нарезание двух диаметрально противоположных вертикальных щелей по всей толще пласта одновременно решает задачу сохранения проницаемости в призабойной зоне пласта и устойчивости ствола скважины в продуктивных пропластках.
Таким образом, на основании проведенных исследований картина, возникающая в призабойной зоне пласта при понижении давления в скважине, представляется следующей. На рис. 4.11 и рис.4.12 показаны два продуктивных пропластка (серого цвета), между которыми находится непроницаемый глинистый пропласток. Рис.4.11 соответствует исходной ситуации, когда скважина пробурена, а давление в ней равно пластовому.
Затем давление в скважине понижается. На рис. 4.12 схематично показано состояние призабойной зоны пласта при понижении давления на забое скважины. В продуктивных пропластках непосредственно вблизи стенок скважины появляются зоны ухудшенной проницаемости, играющие роль низкопроницаемой «пробки», препятствующей притоку нефти в скважину. В глинистом про-пластке порода начинает интенсивно деформироваться (ползти) и выдавливаться в скважину.
Обе эти проблемы решаются прорезанием по всей пласта двух диаметрально противоположныхвертикальных щелей, причем эту операцию необходимо производить до понижения давления в скважине.
Влияние сжимаемости флюида (газа) и зависимости его вязкости от давления на распределение напряжений и размер нарушенной зоны в окрестности скважины
Проведенное выше исследование влияния фильтрации флюида на напряженно-деформированное состояние в окрестности скважины относилось к нефтяным скважинам и было выполнено в предположении, что флюид является несжимаемым. Не менее важным с практической точки зрения является ответ на аналогичный вопрос для случая газовых скважин.
Одной из основных особенностей процесса фильтрации газа по сравнению с нефтью является более существенная зависимость его свойств от давления. В первую очередь это относится к таким параметрам как плотность и вязкость. Данные зависимости приводят к тому, что уравнения фильтрации становятся нелинейными, что усложняет процесс получения решений. Рассмотрим данное явление подробнее.
Хотя вязкость идеального газа в широком диапазоне давлений не зависит от последнего (например, [85], [86]), для реальных газов ситуация оказывается сложнее, наблюдается рост вязкости с давлением (например [87]).
Данную зависимость можно представить в виде
Если рост вязкости наблюдается примерно в той же степени, что и рост плотности, в первом приближении распределение давлений в процессе фильтрации газа, по крайней мере в ряде случаев, можно считать как и для нефти по формуле Дюпюи.
Рассмотрим, однако, более общий случай. В виду зависимости плотности и вязкости только от давления (в рамках рассматриваемой нами модели) запишем данную зависимость интегрально
Здесь коэффициенты в правой части уравнения считаются известными параметрами модели. Коэффициент В назовем обобщенным параметром сжимаемости. Очевидно, что распределения давления для рассматриваемой стационарной задачи не будут зависеть от коэффициента А ".
Коэффициент В удобно выразить через физические параметры - плотность и вязкость при нулевом (атмосферном) давлении уА, JUA, и пластовом давлении /0,JUQ
Формулу (5.60) можно рассматривать как частный случай линейной зависимости плотности от давления при постоянной вязкости.
Подстановка (5.60) в (5.57) дает уравнение фильтрации в виде
Для слабо сжимаемых флюидов выражение (5.66) можно разложить в ряд по малым В\ С учетом (5.67), (5.68) и ограничиваясь линейным членом, имеем
Максимальное значение градиента давления достигается на контуре скважины r = Rc. Для данной точки путем подстановки (5.67) и (5.68) в (5.70) последнее преобразуем к виду
Отношение градиента (5.71) к градиенту при отсутствии зависимости плотности и вязкости от давления (В" - 0] дается формулой, записанной для удобства анализа через безразмерные переменные
Поскольку добавляемый к единице член в формуле (5.72) всегда положителен, наличие сжимаемости необходимо приводит к увеличению градиента давления на контуре скважины и в ее окрестности, и следовательно должно приводить к увеличению зоны разрушения.
На рисунках 5.4а, 5.46 представлены зависимости пространственного распределения давления.
Зная распределение давления и градиента давления газа в пласте, можно перейти к рассмотрению вопроса о влиянии сжимаемости флюида и зависимости его вязкости от давления на распределение напряжений в окрестности скважины.
Как и в случае несжимаемого флюида, первоначально в качестве условия предельного равновесия в нарушенной зоне примем простейшее условие Т = к, а затем будет рассмотрен случай, когда в нарушенной области справедлив критерий Кулона - Мора.
Найдем напряжения в упругой зоне для первого случая.
Распределение давления газа р(г) и его градиента dp(r)l dr находятся из решения задачи фильтрации (5.66) - (5.70). Для упругой задачи при заданном произвольном распределении порового давления р(г) поле смещений определяется выражением (5.23). Общее решение этого уравнение есть
В случае открытого ствола qc = —рс и несжимаемого флюида решение уравнения (5.91) совпадает с полученным ранее решением (5.33).
Рассмотрим теперь случай, когда в нарушенной области справедлив критерий Кулона - Мора.
В нарушенной зоне при законе Кулона-Мора напряжения в грунтовом скелете связаны соотношением (5.39). Уравнение равновесия при наличии фильтрации газа имеет вид (5.4), где dpi dr получается из решения фильтрационной задачи. Подстановка (5.39) в (5.4) с учетом (5.40) дает дифференциальное уравнение для определения Sf
Константы С и D, а также радиус зоны разрушения R находим из условии:
1. При г = R напряжения S? и SQ удовлетворяют условию предельного равновесия (5.37).
2. На контуре питания при r = Rk Sf —Q + р0- Данное условие полностью совпадает с условием, рассмотренным при решении предыдущей задачи. Из него находится константа С посредством (5.84).
3. При г = R имеем непрерывность радиальных напряжений: напряжения Sf: (5.82) равны напряжениям SJ? (5.94).