CC BY
0
УДК 637.257
Цибулин И.А.
студент второго курса магистратуры УГНТУ,
г. Уфа, РФ
Научный руководитель: Комлева С.Ф.
доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», к.т.н.,
г. Уфа, РФ
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ СЛОЖНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ И ПРИЧИНЫ УХУДШЕНИЯ КАЧЕСТВА КРЕПИ В ИНТЕРВАЛАХ С НИЗКИМ ДАВЛЕНИЕМ ГИДРОРАЗРЫВА
Аннотация
В данной статье рассматриваются основные причины повышенной аварийности при проведении работ в условиях многолетнемерзлых пород (ММП). Анализируются факторы, связанные с экстремальными климатическими условиями, особенностями геокриологической обстановки и техническими сложностями, возникающими при освоении месторождений в северных регионах. Особое внимание уделяется влиянию таких явлений, как термокарст, наледеобразование и пучение грунтов, на безопасность объектов промышленной инфраструктуры. Раскрываются проблемы, связанные с транспортировкой и доставкой оборудования, квалификацией персонала и обеспечением условий жизнедеятельности в суровых климатических условиях. Предлагаются рекомендации по снижению рисков и предотвращению аварийных ситуаций.
Ключевые слова
многолетнемерзлые породы, термокарст, наледеобразование, пучение грунтов, транспортировка оборудования, безопасность, профилактика аварий, северные регионы.
Tsibulin I.A.
second year master's student at USPTU,
Ufa, Russia
Scientific supervisor: Komleva S. F.
Associate Professor of the Department of "Drilling Oil and Gas Wells", Ph.D.,
Ufa, Russia
COMPARATIVE ANALYSIS OF COMPLEX GEOLOGICAL CONDITIONS AND THE REASONS FOR THE DETERIORATION OF THE QUALITY OF SUPPORT IN INTERVALS WITH LOW HYDRAULIC FRACTURING PRESSURE
Annotation
This article examines the main causes of increased accident rates during operations in permafrost conditions. Factors related to extreme climatic conditions, specific geocryological situations, and technical challenges encountered in the development of fields in northern regions are analyzed. Particular attention is paid to the impact of phenomena such as thermokarst, aufeis formation, and ground heaving on the safety of industrial infrastructure facilities. Issues related to the transportation and delivery of equipment, personnel qualifications, and ensuring living conditions in harsh climatic conditions are addressed. Recommendations are provided for risk reduction and prevention of emergency situations.
Keywords
permafrost, thermokarst, aufeis formation, ground heaving, equipment transportation, safety,
accident prevention, northern regions.
По данным литолого - стратиграфическим, физико - механическим характеристикам Ваньеганского, Варьеганского, Лянторского и Уренгойского месторождений можно сказать, что продуктивные коллектора месторождений схожи по своей структуре, минеральному составу. На интервалах 1100 - 2200 м., разреза Покурской свиты наблюдается уменьшение пластовых давлений и давлений гидроразрыва, вызывающих поглощения тампонажного раствора при цементировании в одну ступень. В таблице 1.3. представлены показатели давлений по разрезу скважин Среднего Приобья и Севера Тюменской области.
Таблица 1
Сравнительные показатели давлений по разрезу скважин Покурской свиты Варьеганского,
Ваньеганского, Лянторского, Ново - Уренгойского и Восточно - Уренгойского месторождений
Название месторождения Интервал, м Градиент пластового давления (Рпл), МПа/м-10-2 Градиент давления гидроразрыва (Рг.р), МПа/м-10-2
Ваньеганское 1060 -1925 1,0 1,58
Варьеганское 1060 - 1925 1,0 1,58
Лянторское 1010 - 1950 1,01 2,2
Ново - Уренгойское 1256 - 2220 0,6 1,43
Восточно - Уренгойское 1250 - 2220 0,6 1,43
Низкое качество разобщения вскрываемых горных пород, частые поглощения тампонажного раствора на Ваньеганском, Варьеганском, Лянторском и Уренгойской группы месторождений на наш взгляд вызвано несоответствием выбора плотности тампонажных материалов физическим свойствам разреза Покурской свиты, имеющей аномально низкие пластовые давления, а также технико -технологическими методами крепления скважин. Обеспечение подъема тампонажного раствора до устья в одну ступень предусматривает поддержание гидростатического давления и гидродинамической программы (давления закачивания и продавливания) удовлетворяющей выражению:
Рпл < Рг.с < Рг.р, (1)
где Рпл-пластовое давление, МПа;
Рг.с.-гидростатическое давление, МПа;
Рг.р-давление гидроразрыва, МПа.
Приведем анализ для условий цементирования скважин на Уренгойской группе месторождений. Цементирование эксплуатационной колонны диаметром 168 мм, продуктивный горизонт Тангаловской свиты, нижней части Готерив - Боремского яруса (85 м верхняя часть Валанжин) представлен БУв, БУ9 (2760 -2950) м. Коллектор насыщен жидкими углеводородами с повышенным газовым фактором. В интервале 2950 - 2250 м (перекрытие Вартовской свиты) закачивается цементный раствор плотностью 1890 кг/м3 (тампонажный материал - ПЦТ-1^-100-1 + ПМК + жидкость затворения 3 % NaCl. С 2250 м до устья облегченный цементный раствор плотностью 1400 кг/м3, тампонажный материал ПЦТ-1^-100-1 с применением облегчающей добавки (алюмосиликатные полые микросферы МС до 15 %). Расчеты гидростатического давления сделаны на поглощающий интервал Покурской свиты и суммарного давления гидростатического столба тампонажного раствора на продуктивный горизонт БУ9 (2950 м) с учетом перекрытия сеномана на интервале 1350 м технической колонной диаметром 244,5 мм.
Рассмотрим соответствие равенству (1.1) применение облегченного раствора плотностью 1400 кг/м3 изолирующего подошву интервала Покурской свиты (с учетом технической колонны 1350 - 2250 м) с подъемом тампонажной композиции до устья.
Рпл = 2250-0,6-10-2 = 13,5 МПа;
Рг.с = 1400-9,8-2250 = 31,5 МПа;
Рг.р = 2250-1,43-10-2 = 32,1 МПа.
Раствор в верхнем интервале удовлетворяет равенству (1.1), при этом разница давления гидроразрыва и гидростатического давления составляет всего 0,6 МПа. Разница в давлениях 0,6 МПа
незначительна и может уменьшиться в процессе затворения (реологические свойства) и дальнейшем продавливании
(с учетом гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве) цементного раствора. С учетом указанных данных должно выполняться следующее условие:
Рр
Р0 = Рц.р + Рпр + РГД ^ —, (2)
где рцр - давление столба цементного раствора на подошву рассматриваемого горизонта, МПа;
рпр - давление столба бурового раствора, МПа;
р - гидродинамическое давление, т.е. потери давления в кольцевом пространстве на участке
от подошвы рассматриваемого горизонта до устья скважины, МПа;
рр = ДрН - давление гидроразрыва пород рассматриваемого горизонта, МПа;
А р - градиент давления гидроразрыва, МПа;
Н - расстояние от устья скважины до подошвы рассматриваемого горизонта, м;
R - коэффициент безопасности, величина которого зависит от достоверности данных о величине градиента давления гидроразрыва пород.
При расчете ргд - гидродинамического давления в кольцевом пространстве применялась формула
структурного (ламинарного) течения тампонажного раствора (без изменения скорости подачи и отсутствия турбулизаторов на обсадной колонне) в виде
р - 86 454L Т + 0,0785 To(D - d)2(D + d). (3)
г д ' (D - d)3(D + d)
Расчеты показали, что с увеличением структурной вязкости ]] в процессе закачивания и продавливания цементного раствора на 0,1 - 0,2 Пз, увеличиваются потери давления от 0,5 до 1,0 МПа.
Данный факт подтверждает необходимость дополнительного снижения плотности тампонажного раствора при цементировании интервалов Покурской свиты Уренгойской группы месторождений с1400 до 1250 кг/м3.
Рассмотрим нижней продуктивный горизонт (интервал перфорации 2950 м.) Вартовской свиты (БУ9).
Рпл = 2950-1,2-10-2 = 35,4 МПа;
Рг.с = 1890-9,8-(2950 - 2250) = 13,5 МПа;
С учетом Рг.с верхнего интервала Рг.с= 13,5 + 31,5 = 45,0 МПа;
Рг.р = 2950-1,6-10-2 = 47,2 МПа.
Плотности применяемых тампонажных растворов для нижнего интервала удовлетворяют выражению (1), т.е. вопрос применения облегченного цементного раствора плотностью 1400 кг/м3 остается открытым только в интервале Покурской свиты.
Проведенные расчеты показали, что в верхнем интервале (0 - 2250 м) необходимо применять тампонажный раствор плотностью ниже 1400 кг/м3. Проведен анализ качества крепи скважин Уренгойского и Восточно-Уренгойского месторождений. Качество крепи по Уренгойской группе месторождений представлены в таблице 1.4. Согласно проведенному анализу состояния крепи скважин можно сказать, что состояние крепи по Варьеганскому месторождению (тампонажный материал ПЦТ-1-50 изолирующий продуктивный интервал, ПЦТ-1-50 -75 % + глинопорошок - 25 %, время эксплуатации скважин 3-5 лет, давление межколонное от 0,1 - 1,85 МПа) можно считать по ряду скважин неудовлетворительное. Цементирование верхних интервалов облегченным раствором в состав которого входит 25 % бентонита, без дополнительных реагентов связывающих свободную воду в цементном тесте, дает отрицательный результат влияющий на физико - механические свойства камня в целом. Состояние
крепи по Ваньеганскому месторождению возрастом 1 - 2 года удовлетворяют требованиям безопасности, при этом использование тампонажной композиции в составе которой ПЦТ-1-50 - 85 % и глинопорошок 15 % требуют дополнительного ввода реагентов влияющих на физико-механические свойства раствора(камня) с целью улучшения прочностных характеристик, суффузионной устойчивости и адгезии.
Таблица 2
Анализ качества цементирования эксплуатационных колонн по скважинам Уренгойской группы месторождений.
Месторождение № скважины Дата цемен-тирова-ния Способ цементирования Тампонажный материал Данные АКЦ Давление межколонное, МПа на 08.2004 Примечание
1 2 3 4 5 6 7 8
СевероУренгойское 1053 13.03.02 В одну ступень ПЦТ-1-100-1 + ПМК 5 % (продуктивный интервал); ПЦТ-1-100 + МС 15 % + (затворение техническая вода + 0,5 % НТФ) Сплошной, частично отсутствует 0,15 Подъем до устья
СевероУренгойское 1052 13.01.01 С МСЦ ПЦТ-1-50 93 % + магнезит 7 % (продуктивный интервал); ПЦТ-1-50 92 %+вермикулит 8 % (затворение NаCl2 3 %) Частично отсутствует 0,50 11-ступень подъем до устья
СевероУренгойское 1063 5.01.02 С МСЦ ПЦТ-1-100 92 % + магнезит 8% (продуктивный интервал); ПЦТ-1-50 92 %+вермикулит 8% (затворение СаС12 3 %) Чередование частичного и сплошного 0,35 11-ступень подъем до устья
СевероУренгойское 5483 10.04.02 С МСЦ ПЦТ-1-100 92 % (продуктивный интервал); ПЦТ-1-50 92 % + вермикулит 8 % (затворение техническая вода) Частичный 0,65 11-ступень подъем до устья
СевероУренгойское 1054 3.05.02 В одну ступень ПЦТ-1-100 93 %+ПМК 7 % + тилоза (продуктивный интервал); ПЦТ-1-100 80 % + МС15 % + (затворение техническая вода + 0,5 % ПМК) Чередование частичного и сплошного 0,10 Подъем до устья
СевероУренгойское 1055 15.07.02 В одну ступень ПЦТ-1-100 93 % + ПМК 7 % + 0,4 % тилозы(продуктивный интервал); ПЦТ-1-50 80 %+ МС 15 % + (затворение техническая вода + 0,5 % ПМК Чередование частичного и сплошного 0,25 Подъем до устья
Восточно-Уренгойское 22102 19.09.02 В одну ступень ПЦТ-1-100 93 % + ПМК 7 % +0,4 % тилозы (продуктивный интервал); ПЦТ-1-50 80 % + МС 15 % + (затворение техническая вода + 0,5 % ПМК) Сплошной, чередование частичного 0,35 Подъем до устья
Состояние крепи по Уренгойской группе месторождений удовлетворительное. Давление в межколонном пространстве составляет 0,15 - 0,55 МПа, что в 2,7 раза меньше давлений по Варьеганскому и Ваньеганскому месторождениям. Контакт с колонной и породой увеличился. Это связано с правильным подбором рецептур, имеющих в своем составе: понизители водоотдачи; регулирующие добавки сроков схватывания; облегчающие добавки тампонажного раствора.
Использование микросфер (МС) от 6 до 12 % в качестве облегчающей добавки снижает плотность цементного раствора с 1860 до 1400 кг/м3. Физико-механические свойства раствора (камня) с добавками микросфер удовлетворяют требованиям, предъявляемым к тампонажным облегченным композициям для цементирования газовых скважин. Однако в настоящее время имеется необходимость применения тампонажных растворов плотностью ниже 1400 кг/м3, что невозможно при использовании применяемых минеральных облегчающих добавок с сохранением свойств раствора (камня) требования технических
условий на облегченные растворы. Вопрос выбора соответствующей облегчающей добавки, разработка оптимальных рецептур, влияющих на качество крепи скважин, остается в настоящее время открытым. Список использованной литературы:
1. Кудряшов Б.Б., Яковлев А.М. Бурение скважин в мерзлых породах. - М.: Недра, 1983. - 286 с.
2. Салихов З.С., Зинченко И.А., Полозков A.B., Орлов A.B. и др. Исследование и учет глубинных геокриологических условий на техническое состояние добывающих скважин в многолетнемерзлых породах при оттаивании // НТЖ. «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - № 8.
- 2006. - С. 8-22
3. Бондарев Э.А., Красовицкий Б.А. Температурный режим нефтяных и газовых скважин. - Новосибирск: Наука, 1974. - 87 с.
4. 4. Проселков Ю.М. Теплопередача в скважинах. - М.: Недра, 1975. - 209 с.
5. Тимофеев Н.Г., Скрябин Р.М., Яковлев Б.В. Оптимизация процесса оттайки мерзлого грунта при бурении скважин // Наука и образование. - № 4(80). - 2015. - С. 57-61.
6. Ермилов О.М., Дегтярев Б.В., Курчиков А.Р. Сооружение и эксплуатация газовых скважин в районах Крайнего Севера. Теплофизические и геохимические акценты. - Новосибирск: Издательство СО РАН, 2003.
- 218 с.
7. Кудрявцев С.А. Численные исследования теплофизических процессов в сезонно-мерзлых грунтах // Криосфера земли. - № 4. - 2003. - С. 102-104.
8. Полозков A.B. Разработка методов контроля технического состояния скважин в криолитозоне: дис ... к. техн. н.: 25.00.15. - М., 2009. - 161 с.
© Цибулин И.А., 2024
УДК 628.16:553.495.2:549.24
Юлдашов Б.
Глава кафедры Экологии и природопользования Инженерно-Технологический университет Туркменистана имени Огуз Хана.
г. Ашхабад, Туркменистан Артыкова А. Студентка
Инженерно-Технологический университет Туркменистана имени Огуз Хана.
г. Ашхабад, Туркменистан
ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЦЕОЛИТНОГО МИНЕРАЛА ПРИ ОПРЕСНЕНИИ СОЛЕННОЙ ВОДЫ ДРЕНАЖНЫХ ВОДОЁМОВ
Аннотация
В Статье рассматривается возможность использования цеолитного минерала для опреснения соленой воды в дренажных водоемах. Кроме того, исследуется эффективность цеолита в процессе очистки воды от солей и других загрязнений, а также обсуждают перспективы его применения в практике обработки воды для повышения ее качества и доступности.
Ключевые слова
цеолитный минерал, сорбент, катализатор, ионный обмен, дренажные воды, титрование.
