Full Text

Введение Проблема возникновения заколонных перетоков в добывающих скважинах не теряет своей актуальности, несмотря на большое число исследований и разработок, направленных на создание долговечной герметичной крепи скважин [1-3]. Зачастую успешное внедрение новых тампонажных материалов [4] и других технологических жидкостей [5-7] позволяет увеличить долю сплошного типа контакта тампонажного камня с сопредельными средами. Однако в последующем при проведении различных технологических операций на скважине не обеспечивается сохранность цементного кольца за обсадными трубами. Высокие нагрузки на крепь скважин при проведении вторичного вскрытия пластов кумулятивными перфораторами, гидроразрыва продуктивных пластов, кислотных обработках, разбуривании технологической оснастки и других видов работ приводят к разрушению хрупкого цементного камня и создают условия для возникновения заколонных перетоков [3, 8]. Как показано в публикациях [9-11], высокие давления в скважине будут возникать и при образовании трещин гидроразрыва, что, безусловно, отрицательно должно сказаться на сохранности цементной крепи скважины [12, 13]. В связи с этим для предупреждения раннего обводнения продукции скважин, увеличения периода безводной эксплуатации, необходима оценка устойчивости формируемого тампонажного камня с учетом его физико-механических свойств, действующих на крепь максимальных значений избыточных давлений и других факторов [8, 14-17]. В публикациях, посвященных кумулятивной перфорации, вопрос сохранности цементного камня изучен весьма слабо. В статье [18] авторы рассматривают влияние разрушение перфорационных каналов в цементном камне с учетом их эксцентриситета. В то же время исследователи не учитывают распределение напряжений в эксплуатационной колонне и окружающем массиве горных пород. Аналогичные допущения имеют место в работе [19], где авторы определяют величины напряжений на стенках перфорационных каналов в наклонно-направленных скважинах с помощью аналитических зависимостей. В публикации исследователей [20] показано влияние кумулятивного заряда только на пористость и проницаемость породы-коллектора. В работе [21] авторы оптимизируют создание перфорационных каналов в многопластовых угольных пластах для добычи метана. В статье [22] рассматривается распространение трещины многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине с учетом перфорационных каналов. В большинстве случаев максимальные избыточные давления на крепь скважины возникают при проведении вторичного вскрытия продуктивных пластов методом кумулятивной перфорации [3, 23-25]. Величины этих давлений зависят от многих факторов, таких как тип перфорационного заряда, плотность перфорации, глубина интервала перфорации, геометрические параметры скважины и другие. Решить задачу по оценке сохранности тампонажного камня при выполнении различных технологических операций возможно путем создания модели крепи скважины и определения фактических значений упругопрочностных характеристик тампонажного материала, а также замера избыточных давлений в скважине. Это позволит не только выявить возможное нарушение герметичности крепи, но и определить максимально допустимые величины нагрузок на крепь скважины, установить требования к физико-механическим свойствам цементного камня, а также разработать рекомендации к технологическим параметрам кумулятивной перфорации, оценить эффективность применения различных методов по снижению фугасности с учетом конкретных условий проведения работ по вторичному вскрытию продуктивных пластов. Степень воздействия избыточных давлений на крепь скважины неразрывно связана с методическими приемами прострелочно-взрывных работ (ПВР) при вторичном вскрытии пластов и, в первую очередь, с обоснованием выбора типа кумулятивных зарядов (перфорационных систем) и плотности перфорации для конкретных геолого-технических условий ее проведения. Уточним, что избыточные давления определяются как разность между максимальным измеренным его значением и гидростатическим давлением, создаваемым столбом жидкости в скважине: Ризб = Рмах - Ргидр, (1) где Ризб, Рмах, и Ргидр - соответственно значения давлений избыточных, максимальных и гидростатических. При этом на обсадную колонну действуют именно максимальные измеряемые давления. Совместно с разработкой и применением тампонажных составов с оптимальными упругопрочностными свойствами, обеспечивающими сохранность цементного камня при выполнении прострелочно-взрывных работ, следует использовать специальное оборудование и технологии, позволяющие снизить избыточные давления [15, 26, 27]. К такому оборудованию следует отнести современные аналоги компенсаторов давления. К ним относятся имплозивные устройства (камеры) механического типа, которые, наряду со снижением избыточных давлений, позволяют создавать динамическую депрессию с целью очистки перфорационных каналов, что считается основным назначением их применения. Имплозивные камеры, в которых для их разгерметизации используются технологические заряды, например, «технология ∆P» и «PURE», приводят к дополнительному росту давления [28]. Менее затратными способами снижения давлений могут быть технологии селективной перфорации со снижением плотности перфорации при первом залпе. Реализация ее может происходить за счет временной задержки срабатывания каждого из перфораторов сборки, притом первый отстрел предпочтительно производить в самой пористой (проницаемой) части продуктивного пласта, который в дальнейшем будет выступать своего рода компенсатором, нейтрализующим фугасное воздействие на крепь скважины. Наиболее простой модификацией способа является вторичное вскрытие названной части пласта с уменьшенной плотностью зарядов (5-10 отверстий) отдельным спуском перфоратора. Еще более действенная модификация способа - это предварительное сверление нескольких отверстий сверлящими перфораторами. Следует отметить, что производителями перфорационных систем также ведутся работы по их усовершенствованию в направлении сохранения цементного камня за обсадной колонной при ПВР. К примеру, специалистами ООО «Промперфоратор» разработана методика перфорации с парным группированием зарядов. В перфораторах кумулятивные заряды разбиты на группы, состоящие из одной или Таблица 1 Динамика изменения избыточных давлений на удалении от перфоратора до 100 м Месторождение, скважина Заряды Интервал перфорации, м ФЕС, Кп, /Кгл. Давление, МПа тип масса ВВ, г кол-во отв. (всего ВВ, г) Рмах (расстояние от ПВА) Ризб. Таныпское, A ЗПКТ 105 Н-ТВ-СП1; ЗПКТ 105 Н-ТВ-ОП1 33,3 20+20 (1333) 1599,0-1601,0 8/17 54,3 (1 м) 38,8 33,8 (50 м) 18,8 31,6 (100 м) 17,1 Таныпское, B ЗПК 102АТ-М-03; ЗПК 102АТ-М-10 28,0; 27,5 20+20 (1110) 1563,0-1565,0 25/5 50,0 (1 м) 33,7 50,3 (5 м) 34,0 44,6 (20 м) 28,5 31,6 (40 м) 15,7 Моховское, C ЗПК 102 АТ-М-03 28,0 40 (1120) 1648,5-1650,5 10-19/7-50 38,1 21,0 60 (1680) 1627,0-1630,0 11-20/8-30 40,9 23,9 40 (1120) 1624,0-1626,0 11-18/6-27 39,8 (2 м) 22,8 38,8 (3 м) 21,8 Рис. 1. Результаты измерений давлений во время кумулятивной перфорации нескольких пар зарядов. По утверждению разработчиков, основанных на полигонных испытаниях, фугасное воздействие внутри перфоратора снижено как минимум на 20 %, уменьшена фугасная нагрузка на крепь скважины примерно в 2 раза, а также увеличен охват пласта дренированием и зона питания каждого перфорационного канала [29]. Работы по теоретическому и экспериментальному обоснованию качества вторичного вскрытия в течение длительного времени практически не проводились, а известные основополагающие рекомендации были разработаны еще в прошлом столетии [30]. Традиционный подход, при котором плотность перфорации, как правило, составляет 20 и 30 отверстий на метр длины для терригенных и карбонатных коллекторов соответственно, не учитывает забойное и пластовое давления (депрессия, репрессия), состав перфорационных жидкостей и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллектора. Не принимаются во внимание также физические процессы, происходящие в горной породе и цементном камне вследствие воздействия на них кратковременной ударной знакопеременной нагрузки при срабатывании перфоратора. Не регламентирована степень влияния на крепь скважин ПВР и в национальном стандарте на заряды кумулятивные (ГОСТ 55777-2013) [31]. В документе декларируется, что заряды должны обеспечивать минимальное воздействие на конструкцию скважины при срабатывании в штатном перфораторе. В то же время отмечено, что масса взрывчатого вещества (ВВ) должна обеспечивать максимальные параметры пробития, при этом минимально воздействовать на крепь скважины. Измерение давления в скважине На первом этапе исследований были выполнены работы по замерам фактических значений избыточных давлений при проведении ПВР различными модификациями прострелочно-взрывной аппаратуры (ПВА). Измерения проводились при помощи размещаемых в непосредственной близости от перфоратора автономных приборов и располагаемых на расстояниях до 100 м от продуктивного интервала крешерных приборов. С целью детализации замеров на ближнем к перфоратору участке, где наблюдаются наиболее высокие показатели давлений, приборы крепились к геофизическому кабелю в 1-3, 5, 10, 20, 25 и 40 м от кабельного наконечника, притом одновременно замеры выполнялись 3 и 4 приборами. В качестве автономных использовались модификации электронных приборов АМТ-10УМ и АЦМ-8 с шагом дискретизации 0,067 и 0,25 мс соответственно (15 000 и 4000 опросов в секунду). На расстояниях от перфоратора 5 м и более устанавливались крешерные устройства, каждое из которых содержало по два прибора (столбика). Принцип их действия состоит в том, что давление скважинной жидкости передается через поршни приборов на крешерные столбики, расположенные в герметичной полости, и деформирует их коническую часть. В результате измерений микрометром длины смятой части по таражной таблице определялось наибольшее усилие, при котором деформировался столбик и, соответственно, наибольшее давление, возникающее в стволе скважины при кумулятивной перфорации. В целом при вторичном вскрытии терригенных и карбонатных коллекторов различными типами перфораторов с помощью электронных и крешерных приборов выполнено более 100 измерений максимальных давлений, по которым вычислены их избыточные значения (рис. 1). По полученным результатам замеров прямой зависимости величины Ризб. от массы ВВ, которая непосредственно связана с количеством пробиваемых отверстий, не установлено. Отмечается довольно большой разброс их значений по типам зарядов и перфорационным системам различных модификаций. Что касается динамики их изменения в зависимости от удаления относительно перфоратора, то значения избыточных давлений закономерно убывают с увеличением расстояния от кабельного наконечника ПВА. Притом в подавляющем большинстве скважин Ризб. на расстоянии 50 м от перфоратора снижаются в 2 раза и более [23]. В качестве примера в табл. 1 представлены результаты измерений и вычислений максимальных и избыточных давлений по скважинам А и В Таныпского и № С Моховского месторождений, в которых перфорировались терригенные отложения визейского яруса (С1v) с различными значениями ФЕС. В скважине А вскрывался коллектор, пористость и глинистость (Кп, и Кгл) которого составили 8 и 17 % соответственно. В других скважинах, как видно из данных табл. 1, эти показатели несколько выше. В табл. 1, а также на рис. 1, показано, что в скважинах А и В, где зарегистрированы высокие значения избыточных давлений, достигающие 38,8 и 33,7 МПа в 1 м от перфоратора, они уменьшились более чем в два раза соответственно в 50 и 40 м над перфоратором. Их значения составили 18,8 и 15,7 МПа, что соответственно на 52 и 53 % меньше от показаний приборов, установленных возле ПВА. На расстоянии 100 м от кабельного наконечника дополнительное снижение Ризб. незначительное и в скв. А оно составило всего 1,7 МПа по отношению к замеру прибором, расположенным на 50 м ближе к ПВА. Рассматривая динамику изменения давлений в скв. В, необходимо отметить, что крешерный прибор, установленный на удалении 5 м от кабельного наконечника или в 4 м от его электронного аналога, зарегистрировал самое высокое давление (50,3 МПа). По результатам измерений в 1 м от перфоратора автономным прибором оно составило 50,0 МПа. Причина занижения показаний электронных приборов, в сравнении с крешерными, кроется в дискретном способе их измерений. Для примера рассмотрим динамику изменения давлений в скв. C Моховского месторождения при вторичном вскрытии интервала 1624,0-1626,0 м (рис. 2). Максимальное значение, измеренное автономным прибором АЦМ-8 в 2 м от кабельного наконечника, составляет 39,8 МПа, а значение, зафиксированное АМТ-10УМ в 3 м, - 38,8 МПа. Из рис. 2 видно, что после инициирования перфоратора, в течение времени менее 0,2 мс идет резкое нарастание давления до 34,2 МПа (АМТ-10УМ). Затем, после прорыва газов во внутреннюю полость перфоратора происходит его резкий спад до 25,0 МПа. Положительного экстремума в 38,8 МПа давление достигает через 2,4 мс, после чего уменьшается. Однако этот экстремум не отражает фактическое значение Рмах. Максимальная величина давления находится между двумя соседними точками (отсчетами) с наибольшими значениями параметра, зарегистрированных, примерно, через 2,3 и 2,4 мс. Также отметим, что расхождения в зарегистрированных значениях давлений приборами АМТ и АЦМ объясняется их различным расстоянием до перфоратора и разным временем опроса. Таким образом, оценка предполагаемых максимальных значений давлений автономными приборами не исключает возможные ошибки при их определении. В случаях, когда время опроса совпадает с экстремумом, соответствующим максимальному значению давления, прибор его и зарегистрирует. Но вероятность такого совпадения мала по причине относительно большого шага дискретизации измерения возникающих при ПВР знакопеременных давлений и носит случайный характер. Это не позволяет полученные результаты использовать для точной оценки их абсолютных значений в начальный период перфорационного воздействия на крепь. Для ее повышения необходимо разрабатывать и применять приборы с более высокой частотой опроса или крешерные приборы. При моделировании устойчивости цементного камня и эксплуатационной колонны в условиях вскрытия пласта кумулятивной перфорацией использовались реальные результаты замера давлений в скважинах C-Моховская и A-Таныпская при проведении данного геолого-технологического мероприятия (ГТМ). Значения давлений аппроксимировались вдоль ствола скважины с помощью степенной зависимости (рис. 3). Рис. 2. Динамика изменения давлений, измеренных электронными приборами при перфорации в скв. C Рис. 3. Распределение измеренного давления в скважинах С-Моховская и А-Таныпская при создании кумулятивной перфорации и его аппроксимация Численное моделирование Для достоверного прогноза напряженно-деформированного состояния (НДС) оклоскважинной зоны наибольшее распространение получил метод конечных элементов [32, 33]. Такой метод позволяет определить поле распределения напряжений в элементах конструкции скважин и окружающем массиве горных пород как при постоянных свойствах модели, так и в случае их трансформации под воздействием различных факторов, таких как коррозия, обрушение стенок скважины, некачественное цементирование и др. [34-36]. Численные расчеты и анализ НДС околоскважинной зоны производились с помощью программного комплекса конечно-элементного моделирования ANSYS. Данный программный продукт достаточно хорошо зарекомендовал себя при решении задач нефтегазовой геомеханики [8, 33, 37]. Предполагалось, что деформации колонны, цемента и породы подчиняются закону линейной упругости Гука. В программном комплексе ANSYS реализованы основные соотношения, описывающие поведение упругого материала, подробно приведенные в работах [38, 39]. При численном методе расчета напряжений вблизи скважины используются три типа уравнений: - уравнения движения (моментов): (2) где sji - компоненты тензора напряжений; ¶xj - производная по j-й координате; rfi - массовые силы; - геометрические соотношения: (3) где eji - компоненты тензора деформаций; u - компоненты вектора перемещений; Рис. 4. Схема обсаженной скважины: ps - давление в месте контакта обсадной колонны скважины с цементной крепью; RS - внутренний радиус цементной крепи Рис. 5. Конечно-элементная схема околоскважинной зоны, используемая в расчетах (красный - обсадная колонна, зеленый - цементный камень, синий - порода-коллектор) Таблица 2 Геометрические характеристики модели и упругопрочностные свойства колонны Характеристика Значение Внешний диаметр колонны, мм 168,3 Толщина колонны, мм 7,3 Диаметр бурового инструмента, мм 215,9 Радиус модели, м 5,0 Модуль Юнга колонны, Гпа 200,0 Коэффициент Пуассона колонны, доли ед. 0,2 Предел текучести стали колонны, МПа 372,0 - физические соотношения (в данном случае закон линейной упругости Гука): {σ} = [D]{ε}, (4) где {s} - вектор напряжений; [D] - матрица упругих констант; {e} - вектор деформаций. При применении метода конечных элементов вышеперечисленные уравнения преобразуются в систему линейных уравнений, которая решается относительно неизвестного вектора перемещений: [K]{u} = {F}, (5) где [K] - глобальная матрица жесткости системы; {u} - вектор узловых перемещений модели; {F} - вектор внешних сил. Далее на основе вычисленного вектора перемещений определяются напряжения и деформации из выражений (2) и (3). Мы разработали осесимметричную конечно-элементную расчетную схему для определения напряжений в прискважинной зоне (рис. 4, 5). Чтобы оценить сохранность цементного камня в первом приближении, была решена квазистатическая задача с использованием графика давлений жидкости в скважине, которые были определены в ходе экспериментов. Поскольку деформация упругой пористой среды под воздействием ударной волны происходит за очень короткий промежуток времени, то были использованы условия безнапорного нагружения. В этом случае напряжения вблизи вертикальной скважины выражаются известными уравнениями для ненасыщенных пород (с использованием недренированных упругих постоянных): (6) где sh - боковое горное давление; рw - забойное давление; r - текущий радиус; RW - внешний радиус; sQ - касательное напряжение; sr - радиальное напряжение. Уравнения (6) применимы к открытым скважинам. Для обсаженной скважины эти уравнения справедливы в диапазоне от RC (внешний радиус цементной крепи) до RK (радиус подводящего контура). В этом случае роль забойного давления pW в скважине играет давление на контакте «цемент - порода» pC (см. рис. 4). Напряжения в обсадной колонне и цементной оболочке рассчитываются по формулам Ламе для тонкостенного цилиндра [8]: (7) где sQ,1, sQ,2 - касательные напряжения на внутреннем и внешнем контурах цилиндра; R1, R2 - внутренний и внешний радиусы цилиндра; p1, p2 - давление во внутреннем и внешнем контурах. Давления p1 и p2 представляют собой забойное давление pw и давления на контактах pш и pS (давление на контакте обсадной колонны с цементом). Для расчета контактных давлений pS и rS используется условие непрерывности перемещений в точках контакта. Например, для контакта колонны с цементом условие непрерывности перемещений записывается следующим образом [8]: (8) где RW, RS, RC - внутренний, внешний радиусы колонны и номинальный радиус открытого отверстия; ЕS, nS - модуль упругости и коэффициент Пуассона обсадной колонны; EC, nc - модуль упругости и коэффициент Пуассона цементного камня. В расчетах использовались типовые характеристики колонны, применяемые на нефтяных месторождениях Пермского края. Предполагалось, что скважина направлена вертикально и состоит из эксплуатационной колонны, цементной крепи и участка пород-коллекторов. Высота модели вдоль ствола скважины составила 39 м в соответствии с участками замеренных давлений (см. рис. 3, 4, 5). Геометрические характеристики модели и упругопрочностные свойства колонны представлены в табл. 2. Свойства материалов Геологические и физические свойства смоделированных коллекторов несколько отличались, в частности, глубина залегания и величина пластового давления (табл. 3). В табл. 3 приведены характеристики упругого коллектора, использованные в расчетах. При построении модели предполагалось, что для цементирования эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта могли быть использованы две рецептуры тампонажных составов плотностью 1,85 г/см3 на основе портландцемента тампонажного марки ПЦТ-I-G: модифицированный тампонажный состав с расширяющей добавкой (состав № 3) и без нее (состав № 1). Кроме того, для сравнения был приготовлен бездобавочный тампонажный состав плотностью 1,85 г/см3 на основе портландцемента тампонажного марки ПЦТ-I-G (состав № 2). Для определения физико-механических свойств цементного камня были изготовлены образцы диаметром 30 мм, высотой 60 мм и проведены их испытания на одноосное сжатие в соответствии с ГОСТ [40, 41]. Прочность на одноосное растяжение определялась методом раскалывания цилиндрических образцов по ГОСТ [40]. Изготовленные образцы хранились при комнатной температуре для набора прочности в течение 7 суток. Предел прочности для Бразильского теста рассчитан по ASTM-3967-16 (рис. 6, б). Упругопрочностные свойства формируемого тампонажного камня были определены в ходе лабораторных экспериментов на основе нормативных документов, их средние значения представлены в табл. 4. Как видно из данных табл. 4, физико-механические свойства различных составов существенно отличаются, в особенности - предел прочности при сжатии, что должно влиять на возможные области разрушения цементного камня при одинаковых величинах нагрузок. В качестве граничных условий в модели использовались следующие: - закрепление перемещений нижней и верхней границы по вертикальной оси; - на правой границе задавалась величина горизонтальных напряжений с учетом принципа эффективных напряжений; - на левой границе (внутренняя стенка колонны) прикладывалось распределение давлений в соответствии с зависимостями, приведенными на рис. 3. Результаты С использованием построенной конечно-элементной схемы было проведено многовариантное численное моделирование НДС околоскважинной зоны в условиях создания кумулятивной перфорации. Для анализа устойчивости колонны сравнивалось максимальное напряжение с пределом текучести стали (см. табл. 2). При изучении напряжений в цементной крепи применялась линейная зависимость критерия разрушения Кулона - Мора. Основные результаты расчетов представлены на рис. 7-9. На рис. 7 показаны зоны разрушения в цементном камне, полученные для двух рассматриваемых скважин при использовании трех типов цементов. Из данных рис. 7 следует, что наибольшие зоны разрушения возникают для состава тампонажного материала № 3 (см. рис. 7 в, е) как для скв. С, так и для скв. А. Данный факт является закономерным вследствие того, что состав № 3 имеет Таблица 3 Характеристики продуктивных объектов, используемые в расчетах Характеристика Месторождение, пласт Ш-Гожанское, Тл, Бб Таныпское, Тл Модуль Юнга, ГПа 30 Коэффициент Пуассона, доли ед. 0,25 Коэффициент Био породы, доли ед. 0,85 Средняя глубина интервала перфорации, м 1640 1600 Пластовое давление, МПа 17 15 а б Рис. 6. Определение прочности цементного камня на одноосное сжатие (рецепт 2) (a); Бразильский тест (б) Таблица 4 Упругопрочностные характеристики тампонажных материалов Характеристика Номер состава тампонажного материала 1 2 3 Модуль Юнга, ГПа 11,3 8,6 8,8 Коэффициент Пуассона, доли ед. 0,179 0,139 0,143 Предел прочности при сжатии, МПа 31,5 24,4 13,7 Предел прочности при растяжении, МПа 4,08 3,46 3,49 Угол внутреннего трения, ° 29,6 28,6 22,3 а б в г д е Рис. 7. Распределение областей разрушения цементного камня (красным цветом) при создании перфорации пластов в скважинах С-Моховская (а, б, в) и А-Таныпская (г, д, е) для условий крепления скважины тампонажным материалом с составом № 1 (а, г), № 2 (б, д) и № 3 (в, е) (соотношение горизонтального масштаба к вертикальному 1:200) a б в г д е Рис. 8. Распределение коэффициента запаса прочности цементного камня в скважинах № С-Моховская (а, б, в) и № А-Таныпская (г, д, е) для условий крепления скважины тампонажным материалом с составом № 1 (а, г), № 2 (б, д) и № 3 (в, е) (соотношение горизонтального масштаба к вертикальному 1:200) a б в г д е Рис. 9. Распределение радиальных перемещений (м) в эксплуатационной колонне скв. С-Моховская (а, б, в) и А-Таныпская (г, д, е) для условий креплении скважины тампонажным материалом с составом № 1 (а, г), № 2 (б, д) и № 3 (в, е) (соотношение горизонтального масштаба к вертикальному 1:200) наихудшие прочностные свойства. В то же время для скв. А зоны разрушения несколько больше, что связано с наибольшей величиной давления в скважине при создании перфорации. Наибольшую толщину области разрушения имеют на участке максимальных давлений вблизи перфорации. По мере удаления от данного интервала толщина разрушения уменьшается в связи со снижением давления в скважине. Для тампонажного материала № 1 для таких же условий, как для скв. С, и для скв. А, согласно расчетам, участки разрушенного цементного камня должны отсутствовать, чему способствуют хорошие показатели прочности данного состава цемента (см. рис. 7, а, г). Для состава № 2 области разрушения возникают только в скв. А, что также связано с более высокой величиной давления пороховых газов (см. рис. 7, д). Коэффициент сохранности цементного камня был рассчитан по следующему уравнению (9): (9) где, - прочность цементного камня на одноосное сжатие, МПа; - расчетные эффективные напряжения, действующие на цементный камень, МПа. Для более детального анализа на рис. 8 показано распределение коэффициента запаса прочности цементной крепи. Предполагается, что если коэффициент выше единицы, то материал остается в упругом (неразрушенном) состоянии, в противном случае - цемент разрушается. Результаты, приведенные на рис. 8, в целом подтверждают результаты, показанные на рис. 7. Из данных рис. 8 следует, что наилучшим коэффициентом запаса прочности обладает цементный состав № 1 и его максимальное значение достигает 2,72 для условий проведения перфорации в скв. С, и 2,51 - для скв. А. Наименьший коэффициент запаса прочности наблюдается для цементного состав 3 и составляет 0,63 для скв. № С и 0,389 - для скв. № А. В целом результаты расчетов, приведенные на рис. 7, 8, свидетельствуют что высокие давления в скважинах, возникающие при взрыве кумулятивных зарядов способны привести к разрушению цементной крепи. В связи с этим при креплении скважин на рассматриваемых продуктивных объектах тампонажные составы должны подбираться таким образом, чтобы выдержать создаваемые техногенные нагрузки, т.е. обеспечивать запас прочности. Для этого, в частности, рекомендуется использовать цементный состав № 1. Анализ НДС эксплуатационной колонны показал, что во всех моделируемых случаях величина напряжений не превышает предела текучести, что говорит о ее высокой устойчивости. На рис. 9 приведены расчетные радиальные перемещения для условий проведения перфорации в скв. С и А, а также при использовании трех различных цементных составов. Как видно из данных рис. 9, максимальные смещения не превышают 0,061 мм, что также подтверждает устойчивость колонны в расчетных условиях. Обсуждение Таким образом, в данных исследованиях получены результаты численного конечно-элементного моделирования НДС околоскважинной зоны в условиях создания кумулятивной перфорации и с учетом использования трех рецептур тампонажных растворов, которые позволили сделать следующие основные выводы: 1. В рамках работы разработана численная конечно-элементная модель околоскважинной зоны, включающая эксплуатационную колонну, цементный камень и участок породы-коллектора. Модель позволяет задавать измеренное неравномерное распределение давления внутри скважины при создании кумулятивной перфорации, а также учитывать различные упругопрочностные свойства цементного камня. 2. Расчеты показали, что при использовании тампонажного материала с составом № 3 возникают обширные зоны разрушения для условий скв. С и скв. А, что связано с низкими прочностными свойствами данного состава цемента. При этом для скв. А данные области несколько больше за счет большей величины зафиксированного давления в скважине при создании перфорации. 3. Для цементного состава № 1, который обладает лучшими прочностными свойствами, в расчетных вариантах области разрушения не возникают, т.е. на практике при креплении скважин наиболее предпочтительно использовать именно данный состав. Для состава № 2 участки разрушения цемента возникают только для скв. А, что является следствием большей величины давлении при создании перфорации в данной скважине. 4. Распределение значений коэффициента запаса прочности подтверждает полученные области разрушения цемента, а также свидетельствует, что наилучшим коэффициентом запаса прочности обладает цементный состав № 1 его максимальное значение достигает 2,72 для условий проведения перфорации в скв. С и 2,51 - для скв. А. Наименьший коэффициент запаса прочности наблюдается для цементного состав № 3 и составляет 0,63 для скв. С и 0,389 - для скв. А, это говорит о том, что цементная крепь скв. А больше подвержена риску разрушения. 5. Анализ НДС колонны показал, что данный элемент конструкции скважины является достаточно устойчивым в моделируемых условиях. Такой результат подтверждается и значениями радиальных смещений в колонне, которые в худшем случае достигают всего 0,061 мм. 6. Разработанные в рамках данной научной работы численная конечно-элементная модель околоскважинной зоны и методические подходы могут быть использованы в дальнейшем для подбора оптимальных упругопрочностных свойств цементного камня, а также характеристик кумулятивного заряда, используемого для перфорации. Заключение Исследование посвящено решению актуальной и важной проблемы обеспечения сохранности крепи скважин. Современные разработки в области материалов и технологий цементирования обсадных колонн нефтяных и газовых скважин позволяют создать надежную герметичную крепь, однако уже на этапе вторичного вскрытия продуктивных пластов может быть нарушена ее целостность. В связи с этим на скважинах часто встречаются заколонные и межпластовые перетоки, раннее обводнение продукции, что вызывает необходимость в проведении малоэффективных и затратных ремонтных работ. Для оценки устойчивости элементов крепи (тампонажного камня, обсадных труб) были выполнены замеры величин давлений, возникающих при проведении прострелочно-взрывных работ, и исследования по определению физико-механических свойств горных пород и формируемого тампонажного камня. Эти данные были использованы при разработке численной конечно-элементной модели околоскважинной зоны в интервале перфорации. По результатам численного конечно-элементного моделирования напряженно-деформированного состояния околоскважинной зоны рассматриваемого интервала при проведении кумулятивной перфорации определены области разрушения и запас прочности тампонажного камня и величины радиальных перемещений эксплуатационной колонны в интервале перфорации на двух нефтедобывающих скважинах. Изложенные методические подходы могут быть использованы при определении оптимальных рецептур тампонажных растворов для крепления продуктивной части разреза скважины, а также при выборе основных технологических параметров перфорации.

About the authors

S. E. Chernyshov

Perm National Research Polytechnic University

S. N. Popov

Oil and Gas Research Institute of the Russian Academy Sciences

Wang Xiaopu

National Key Laboratory of Deep Oil and Gas, China University of Petroleum; School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum

Zhao Hailong

National Key Laboratory of Deep Oil and Gas, China University of Petroleum; School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum

V. V. Derendyaev

Perm National Research Polytechnic University

A. A. Melekhin

Perm National Research Polytechnic University

References

Statistics

Views

Abstract - 20

PDF (Russian) - 9

PDF (English) - 10

Refbacks

• There are currently no refbacks.