Геомеханическое моделирование для анализа технологий ННБ, реализуемых при строительстве подводных переходов

Гидродинамическое моделирование взаимодействия бурового раствора с несцементированными грунтами

По классификации [4] буровые растворы, применяемые при бурении, относятся к вязкопластичным с выраженными тиксо-тропными свойствами, которые обусловлены применением высококоллоидных глин на основе натриевого монтмориллонита и низким содержанием электролитов. В практической деятельности для обеспечения кольматации проницаемых грунтов нередко применяются буровые растворы, состоящие из модифицированного гли-нопорошка низкого качества на основе гидрослюдистых глин с меньшим выходом раствора.

При одинаковой концентрации, в зависимости от вида глинопорошка, применяемого для получения бурового раствора, вязкость раствора меняется в широких пределах. Диапазон изменения свойств бурового раствора зависит от качества применяемой глины, ее коллоидных свойств, длительности гидратации, степени перемешивания, наличия электролитов, органических добавок. Влияние этих факторов затрудняет определение критериев фильтрации бурового раствора в пористую среду.

Основными реологическими параметрами, которые характеризуют буровой раствор, являются: динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость и их производная — коэффициент пластичности.

Динамическое напряжение сдвига (далее ДНС) характеризует прочностное сопротивление бурового раствора течению и обусловлено прочностью водородных связей и индукционным периодом их образования. Величина пластической вязкости (далее ПВ) характеризует способность дискретной среды уплотняться. Коэффициент

пластичности (далее КП) представляет собой отношение предельного динамического напряжения сдвига к пластической вязкости. Поэтому коэффициент пластичности отражает прочность взаимосвязей между компонентами раствора в процессе движения и является физической характеристикой прочности и скорости восстановления связей в структуре раствора.

Возможность прохождения процесса фильтрации бурового раствора в пористую среду определяется соотношением размера проницаемого канала (йк) к размеру частиц бурового раствора (йч) и градиентом давления между скважиной и пластом:

- при DJDч < 1 фильтрация бурового раствора не происходит;

- при 1 < DJDч < 6 фильтрация бурового раствора происходит с заполнением прискважинного порового пространства грунта, то есть с образованием зоны кольматации;

- при DJDч > 6 глубина фильтрации определяется состоянием связей в структуре раствора и градиентом давления между скважиной и пластом.

Анализ результатов исследований [5, 6] процесса фильтрации технологических растворов в образцы из песка различного фракционного состава показал, что с градиентом давления от 0,2 до 0,7 МПа фильтрация технологического раствора проходит на полную длину образца с сохранением его геометрических размеров при значениях коэффициента пластичности 800-3000 с-1 (рис. 4). Для образцов из мелкого песка с эффективным диаметром частиц 0,142 мм необходимая для этого величина ДНС составила 120 дПа, ПВ составила 15 мПа*с. Для фильтрации в пористую среду с большим эффективным диаметром частиц необходимо повышение ДНС бурового раствора.

Опыт строительства подводных

переходов методом наклонно направленного бурения, характеризующихся наличием гравелистых песков и гравийно-га-лечниковых грунтов, показывает, что для фильтрации бурового раствора с целью закрепления стенок скважины динамическое напряжение сдвига должно составлять от 400 до 600 дПа.

На основании проведенных исследований и опыта строительства наклонно направленных скважин большого диаметра определены граничные значения прохождения фильтрации бурового раствора с упрочнением пористой среды: соотношение размера проницаемого канала к размеру частиц бурового раствора (D J D) больше 6, динамическое напряжение сдвига не менее 300 дПа, коэффициент пластичности не менее 1300 с-1. Данные значения коэффициента пластичности позволят сократить интервал неконтролируемой фильтрации бурового раствора в проницаемый грунт в процессе его разбуривания.

В модели подводного перехода, являющейся объектом исследования процессов бурения, применяется модифицированный кальциевый бентонитовый порошок на основе гидрослюдистых глин с размером диспергированных частиц 0,04 мм [7]. Суспензии с 8%-ной концентрацией модифицированного кальциевого бентонита обладают следующими показателями: ПВ = 0,024 Па-с, ДНС = 288 дПа, КП = 1200 с-1.

При сопоставлении результатов исследования фильтрации бурового раствора с условиями строительства смоделированного подводного перехода было определено соотношение размера проницаемого канала гравелистого песка к размеру частиц бурового раствора (DJD), которое составило 8,15. Фильтрация бурового раствора в проницаемые каналы гравелистого

Рис. 2 — Изменение тяговых усилий и крутящего момента при протаскивании трубопровода Fig. 2 — Changes in pulling capacity and torque when dragging through a pipeline

Рис. 3 — Запас прочности при протаскивании трубопровода Fig. 3 — Soil strength margin while dragging through a pipeline

песка составила от 13 до 55 см. Поскольку параметры бурового раствора не соответствуют условиям прохождения фильтрации раствора с закреплением порового пространства грунта (требуется ДНС 400 дПа, КП 1300 с-1, ПВ 0,030 Па-с), то и устойчивый канал для протаскивания трубопровода в зоне залегания неустойчивых грунтов не был создан.

Выносная способность бурового раствора определяется разностью величин ДНС, необходимого для предотвращения падения частиц шлама, и скоростного напора бурового раствора в скважине. Из условия примененного бурового раствора и параметров промывки ствола скважины максимальный размер частиц выбуренной породы, который способен вынести

Рис. 4 — Степень фильтрации образца грунта технологическим раствором с различными значениями коэффициента пластичности Fig. 4 — Soil sample filtration capacity when exposed to drilling fluids of various plasticity indices

ГраЬийньй грунт Глина полутбердад^ /Песок . / грабелисть^^ i п

480 500 520 540 560 580 600 620 640 Длина скважины подводного перехода, м

Длина протаскивания трубопровода, м 300 280 260 240 220 200 180 160 140 1 I Í I I Í I I I 1 I 1 I I 1 I 1 !

—" 1 1 1 \ 1 1 1 1 1 1 1 1 -1 î î

Ы) ия ця до 1 1 I 1 1 1 1 1 -1-~"î-î-1--—Чч

! 1 ! 1 1 i 1 Г\ 1 1 1 1 1 1 i 1 1 J, 1 : 1 V_J ! 1 J -

[ "i  í i 1 1 1 1

0.« 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

CJK МО 1 1 [ 1 1 1 [ 1 1 ! 1 1—Г T 1 1 1 1

Рис. 5 — Запас прочности грунтов при протаскивании трубопровода с учетом применения высокоструктурированного бурового раствора

Fig. 5 — Soil strength margin at the interface between gravelly sand and semi-firm clay while

dragging through a pipeline

буровой раствор, составляет 10-11 мм. По гранулометрическому составу граве-листые пески состоят на 7,9% из фракций размером более 10 мм, вышезалегающие гравийно-галечниковые грунты состоят из фракций размером более 10 мм на 27%. Галечниковые отложения не будут выноситься на поверхность, создавая неравномерно распределенные нагромождения по длине скважины. Для взвешивания и выноса крупных частиц необходимо применять растворы с более высокими показателями т0. Как свидетельствует опыт строительства, фракции размером 20-40 мм не выносятся буровым раствором из скважины.

Отсутствие выноса гравийно-галечни-кового грунта из скважины приведет к его накоплению на нижней образующей ствола скважины в виде гравийных подушек (дюн). Контакт протаскиваемого трубопровода с гравийными подушками, в соответствии с законами механики, приведет к изменению направления движения трубопровода и разрушению свода скважины. Следствием этого будет значительное возрастание нагрузок при протаскивании трубопровода, вплоть до значений, не позволяющих его осуществлять.

Построение геомеханической модели подводного перехода с учетом данных гидродинамической модели фильтрации (ДНС 400 дПа, КП 1300 с-1, ПВ 0,030 Па-с) показало, что запас прочности гравелистых песков на рассматриваемом участке увеличился и составляет от 1,12 до 1,2 (рис. 5).

Из проведенного анализа следует, что строительство скважин большого диаметра в несцементированных грунтах необходимо проводить с применением бурового раствора, содержащего не только глинопо-рошок, но и водорастворимые полимеры, способные обеспечить получение раствора, обладающего значениями коэффициента пластичности более 1300 с-1.

Итоги

На примере рассмотренной модели подводного перехода показано, что недостаточная прочность гравелистых песков на границе их перехода в полутвердые глины обусловлена совокупностью факторов, включающих применение бурового раствора, компонентный состав которого способствует получению суспензии с высокой кольматационной, но низкой фильтрационной способностью.

Обрушение ствола скважины и, как следствие, увеличение тяговых усилий буровой установки возникло в результате контакта протаскиваемого трубопровода с накоплением галечникового грунта на нижней образующей скважины и последующего упора трубопровода в свод скважины. Применение геомеханической модели подводного перехода с учетом данных гидродинамического моделирования позволяет утверждать, что насыщение гравелистых песков высокоструктурированным буровым раствором (КП > 1300 с-1) позволяет снизить пористость грунта и повысить его прочность. Это обеспечивает устойчивость ствола скважины в процессе бурения, что подтверждают результаты строительства построенных подводных переходов в подобных инженерно-геологических условиях.

36

Экспозиция НЕфть газ ноябрь 7 (60) 2017

Выводы

Разработка геомеханической модели подводного перехода и гидродинамической модели фильтрации позволяет прогнозировать возможные осложнения в процессе реализации метода наклонно направленного бурения при строительстве подводных переходов и находить технические решения по их предотвращению.

Список литературы

1. Попов А.Н., Головкина Н.Н.

Прочностные расчеты стенок скважины

в пористых горных породах. Уфа: УГНТУ, 2001. 70 с.

2. Маслов Н.Н. Основы механики грунтов и инженерной геологии.

М.: Высшая школа, 1968. 629 с.

3. СП 22.13330.2011. Основания зданий и сооружений. Актуализированная редакция СНиП. 2.02.01-83*.

4. Маковей Н. Гидравлика бурения. М.: Недра, 1986. 536 с.

5. Земляной А.А. Совершенствование методов изоляции водопритоков

в скважинах с горизонтальным

окончанием. Дис. канд. техн. наук. Уфа, 2016. 125 с.

6. Шарафутдинов З.З., Спектор Ю.И., Скрепнюк А.Б. и др. Строительство переходов магистральных трубопроводов через естественные и искусственные препятствия. Новосибирск: Наука, 2013. 339 с.

7. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки.

М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. 639 с.

ENGLISH

DRILLING

Geomechanical modelling for analysis of directional drilling techniques in the course of construction of underwater passages

UDC 622.24+ 622.692.4

Authors:

Dinar R. Vafin — research assistant of underwater line and linear pipeline portions laying methods1;

VafinDR@niitnn.transneft.ru

Alexey N. Sapsay — vice president2;

Yuriy V. Lisin — Sc.D., general director1;

Rim A. Kapaev — chief specialist of the support department for design and survey works2; KapaevRA@ak.transneft.ru

Dmitry A. Shatalov — Ph.D., assistant laboratory chief of underwater line and linear pipeline portions laying methods1; ShatalovDA@niitnn.transneft.ru

1Transneft R&D, LLC, Moscow, Russian Federation 2PJSC Transneft, Moscow, Russian Federation

Abstract

The paper presents engineering solutions utilized in directional drilling as well as the impact they have on construction of underwater passages. This is exemplified by an accident development scenario of passing through gravel and cobble soils. Following the model of stress-strain state of soils composing the wellbore and based on fluid dynamics model pertaining to drilling mud filtration, potentially hazardous process failures have been analyzed.

Materials and methods

Geomechanical and fluid dynamics modelling of submerged crossing.

Results

The reviewed model of underwater passage suggests that poor stability of gravelly sand at the interface of semi-firm clay is determined by a number of factors, including application of drilling mud, the composition of which enables formation of suspension with high sealing and low filtration capacity. Wellbore collapse and increased pulling capacity of the drilling rig resulted from the contact of the pipeline with accumulated cobble soil on the lower edge of the well and further bumping of the pipeline against the well arch. Geomechanical modelling of underwater passage and fluid dynamics modelling data gives grounds for assertion that saturation of gravelly sand with highly structured drilling fluid (plasticity index > 1300 s-1) helps to reduce soil porosity and increase its

strength. This ensures stability of the borehole while drilling which is proven by underwater passages constructed in similar geotechnical conditions.

Conclusions

Elaboration of geomechanical model of underwater passage and fluid dynamics model of filtration enables to predict problems arising in the course of construction of underwater passages with directional drilling. It also helps to find engineering solutions to prevent such problems.

Keywords

submerged crossing, directional drilling, wellbore collapse, drill fluid, mainline pipeline, geomechanical model

References

1. Popov A.N., Golovkina N.N. Prochnostnye raschety stenok skvazhiny v poristykh gornykh porodakh [Strength analysis of wellbores in porous rocks]. Ufa: UGNTU, 2001, 70 p.

2. Maslov N.N. Osnovy mehaniki gruntov i inzhenernojgeologii [Fundamentals of soil mechanics and engineering Geology] Moscow: Vysshaya shkola, 1968, 629 p.

3. SP 22.13330.2011. Osnovanija zdanij i sooruzhenij. Aktualizirovannaja redakcija

SNiP [Foundations of buildings and structures. The updated edition of SNiP]. 2.02.01-83*.

4. Makovey N. Gidravlika bureniya [Hydraulics of drilling]. Moscow: Nedra, 1986, 536 p.

5. Zemlyanoy A.A. Sovershenstvovanie metodov izolyatsii vodopritokov v skvazhinakh s gorizontal'nym okonchaniem [Perfection of methods of isolation of water in wells with horizontal completion]. Dis. Cand. tech. Sciences. Ufa, 2016, 125 p.

6. Sharafutdinov Z.Z., Spektor Yu.I.,

Skrepnyuk A.B. and oth. Stroitel'stvo perekhodovmagistral'nykh truboprovodov cherez estestvennye i iskusstvennye prepyatstviya [Construction of crossings of trunk pipelines through natural and artificial obstacles]. Novosibirsk: Nauka, 2013, 339 p.

7. Gazizov A.A. Uvelichenie nefteotdachi neodnorodnykh plastov na pozdney stadii razrabotki [Enhanced oil recovery heterogeneous reservoirs at a late stage of development]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2002, 639 p.

ДОБЫЧА

УДК 622.276

Оценочно-промысловая классификация карбонатных коллекторов

м.А. монжерин

начальник отдела геологии и разработки месторождений1 Monzherin.MA@gazpromneft-ntc.ru

Р.Н. Асмандияров

начальник департамента геологии и разработки текущих активов1 Asmandiyarov.RN@gazpromneft-ntc.ru

Ш.х. Султанов

д.т.н., доцент, профессор кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений»2-3 ssultanov@mail.ru

Р.К. Сабирджонова

лаборант кафедры2

'ООО «Газпромнефть НТЦ», Санкт-Петербург, Россия 2ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», Уфа, Россия

3Институт стратегических исследований Республики Башкортостан, Центр нефтегазовых технологий и новых материалов, Уфа, Россия

В настоящей статье приведены результаты анализа сформированной базы данных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) карбонатных коллекторов. Собраны показатели ФЕС, определенные по всему комплексу методов: лабораторные исследования керна, геофизических исследований скважин (ГИС), гидродинамических исследований скважин (ГДИС), данные эксплуатации. Предложена оценочно-промысловая классификация карбонатных коллекторов, позволяющая оценить преобладающий тип проницаемости, обеспечивающий приток.

История изучения карбонатных коллекторов показывает широкий спектр изменения типов их емкостного пространства. Установление типа коллектора, как правило, проводится на основе лабораторного анализа керновых данных [2, 7] и учитывает величину содержащихся геологических запасов в каждом типе емкостного пространства, в соответствии с правилом: «ведущий тип пор помещается в конце определения» [1].

Опыт авторов по анализу геологии и разработки ряда карбонатных объектов показывает, что для более полной характеристики коллектора необходимо дополнительно учитывать основной тип проницаемости, который обеспечивает приток к скважине и во многом определяет технико-экономическую эффективность разработки объекта или участка залежи.

На примере анализа геолого-физических и промысловых показателей участков залежи артинских отложений Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ) показано, что определенные по данным керна и геофизическим методам коэффициенты проницаемости не всегда в полной мере характеризуют фильтрационные характеристики коллектора.

С целью объективной дифференциации объектов исследования рассмотрены следующие параметры и свойства, характеризующие пласт:

• литология;

• тип коллектора (первоисточник);

• тип коллектора (после укрупнения);

• коэффициент проницаемости по воздуху (керн) — К , мД;

4 г у пр керн'

• коэффициент проницаемости по геофизическим исследованиям скважин (ГИС) —

Кпр гиР мД;

• коэффициент проницаемости по гидродинамическим исследованиям скважин

(ГДИС) — ^щи^ мД;

• удельный коэффициент продуктивности — К , м3/сут/атм*м;

соотношение коэффициентов проницаемости определенных по ГДИС и ГИС — а [6],

К / К

пр ГДИС ' прГИС

соотношение коэффициентов проницаемости определенных по ГДИС и керну — ф,

ф

К / К

пр ГДИС ' пр керн

• индекс группы коллектора (после укрупнения);

• коэффициент открытой пористости по керну — К ;

' пор керн'

• коэффициент открытой пористости по ГИС

Кпор ГИС;

• коэффициент остаточной водонасыщенно-сти — Б .

о вн

Пример сводных исходных данных приведен в таб. 1 [3, 4, 5].

После подготовки исходной информации выполнен анализ типов коллекторов, указанных в первоисточниках. Всего получено 23 различных сочетаний чистых и смешанных типов коллектора. Выяснилось, что при характеристике типа коллектора, не во всех первоисточниках соблюдалось правило «ведущий тип пор помещается в конце определения» [1]. Часто при характеристике типа коллектора применялось обратное правило. Для упрощения дальнейшего анализа 23 установленных типа коллектора были приведены к шести (таб. 2). Названия групп условные и характеризуют сам факт наличия того или иного типа емкостного пространства по объекту. Как видно из таб. 2, наибольшее количество пластов, 77 и 45, попали в группы, представляющие смешанный тип коллектора: каверново-поровый и трещинно-каверново-поровый соответственно. Как известно, трещинные коллекторы наименее распространены, что подтверждает малочисленность группы №3 и в представленной базе данных.

№ п/п Список Месторождение Пласт Литология

1 РФ, Волго-Уральская НГП Ардатовское СТкз известняк

2 РФ, Волго-Уральская НГП Ардатовское СТуп-мл известняк

3 РФ, Волго-Уральская НГП Ардатовское Дэв известняк

4 РФ, Волго-Уральская НГП Аскаровское Дэв известняк

5 РФ, Волго-Уральская НГП Аскаровское СТкз известняк

6 РФ, Волго-Уральская НГП Балкановское Дэв известняк

7 РФ, Волго-Уральская НГП Балкановское Дфмн известняк

8 РФ, Волго-Уральская НГП Бекетовское СТкз известняк

9 РФ, Волго-Уральская НГП Бузовязовское СТкз известняк

10 РФ, Волго-Уральская НГП Бураевское Скш2 известняк

Таб. 1 — База данных ФЕС карбонатных коллекторов

a

38

Экспозиция НЕфть ГАз НояБРь 7 (60) 2017

Целью предлагаемой оценочно-промысловой классификации является дополнение существующих классификаций, которые имеют в своей основе генетические, оценочно-генетические критерии, качественные и количественные показатели типа пустотного пространства, интервалы изменения коэффициентов открытой, эффективной пористости и абсолютной проницаемости, определенные преимущественно по керну и ГИС [2].

материалы и методы

Основным методом исследования является анализ распределения ФЕС по результатам изучения статистических зависимостей и рядов распределения рассматриваемых объектов. База данных сформирована на основе анализа широкого перечня открытых печатных источников и включает информацию по 220 карбонатным продуктивным пластам 98 месторождений [3-5]. В ней представлены месторождения Волго-Уральской (ВУ НГП) и Тимано-Печорской (ТП НГП) нефтегазоносных провинций, Восточной Сибири Российской Федерации, других регионов мира.

Ключевые слова

коллектор, коэффициент проницаемости, исследование, керн, геофизические исследования скважин

В таб. 3 приведена статистика определений различных параметров по типам коллекторов (после укрупнении).

По шести выбранным группам проведен анализ изменения значений параметров характеризующих их ФЕС. В таб. 4 приведены интервалы изменения и средние значения по каждому из показателей. Закономерно максимальные значения коэффициентов проницаемости, определенные различными методами по группам, отмечаются по смешанным типам коллекторов. Рис. 1 показывает изменение средних значений коэффициентов проницаемости по группам и отражает разность скважин выборки и масштаба исследований, по результатам которых получены значения параметра.

Определения по результатам геофизических исследований скважин, как правило, характеризуются наибольшим охватом объекта по площади, так как ГИС проводятся в каждой скважине. На рис. 1 а видно, что максимальные значения среднего Кпр, приходятся на группы смешанных типов коллектора № 2, 4, 6.

Наибольшее количество определений выполнено по керну и ГДИС. При этом, как показано на рисунке 1 б и в, корреляция между значениями параметра по группам коллекторов отсутствует. Отсутствие связи обусловлено разным масштабом исследований, в случае керна производится определение коэффициента абсолютной газопроницаемости на небольших образцах породы; по ГДИ определяется эффективная проницаемость

Группа Тип коллектора

коллектора

1

поровыи

каверново-поровыи

трещинный

трещинно-поровыи

трещинно-

каверново-

поровыи

трещинно-каверновыи

Тип коллектора

1. поровый

2. поровый

3. каверново-поровый

4. порово-каверновый

5. порово-каверновый

5. порово-каверновый

6. трещинный

7. трещиноватый

8. порово-трещинный

9. трещинно-поровый

10. порово-трещинный, поровый

11. порово-трещинно-каверновый

12. порово-каверново-трещинный

13. трещинно-каверново-поровый

14. каверново-трещинно-поровый

15. порово-каверновый, трещиноватый

16. порово-трещинно-кавернозный

17. порово-кавернозный, трещинный

18. трещинно-каверно-поровый

19. порово-кавернозно-трещинный

20. трещинно-каверновый

21. каверново-трещинный

22. каверново-трещиноватый

23. трещинно-кавернозный

Частота в выборке

43

77

35

45

15

Таб. 2 — Укрупнение групп коллекторов по характеристике емкостного пространства Tab. 2 — Consolidation of reservoir groups depending on the void space characterization

Тип коллектора (первоисточник) Тип коллектора (после укрупнения) К пр керн (по воздуху) К пр ГИС К прГДИС К прод a Ф Группа коллектора К пор_керн К пор_ГИС S o_вн

поровый поровый 12 non 12 0.18 non 1.0 1 0.11 0.11 0.19

поровый поровый non non 5 0.007 non non 1 0.11 0.11 0.13

поровый поровый 9 non 32 non non 3.6 1 0.11 0.11 0.23

поровый поровый 25 non non non non non 1 0.10 0.09 0.20

поровый поровый 19 non non non non non 1 0.11 0.09 0.20

поровый (органогенный) поровый 2 non non non non non 1 0.10 0.09 0.10

поровый поровый 40.5 non 58 58 non 1.4 1 0.11 non 0.10

поровый поровый 21 non non non non non 1 0,09 0,11 0,16

поровый поровый 188 non non non non non 1 0,12 0,12 0,16

поровый поровый 146 22 30 0,37 1,4 0,2 1 0,13 0,15 non

Таб. 1 — База данных ФЕС карбонатных коллекторов (первые десять объектов) — окончание таблицы Tab. 1 — Reservoir properties data base for carbonate reservoirs (first ten objects) — end of table

2

3

5

4

5

6