БУРЕНИЕ СКВАЖИН
УДК 622.24.026.3 © Коллектив авторов, 2015
Оценка устойчивости стенок скважин в условиях отсутствия достоверной информации о геомеханических характеристиках пород1
Ю.А. Кашников, д.т.н.,
С.Г. Ашихмин, д.т.н.,
Д.В. Шустов, к.т.н.,
С.Е. Чернышов, к.т.н.
(Пермский национальный
исследовательский политехнический
университет)
Адреса для связи: geotech@pstu.ac.ru, geotech@pstu.ru
Ключевые слова: геомеханика, скважина, геомеханическое моделирование, метод конечных элементов, устойчивость.
Обеспечение устойчивости стенок ствола скважин в процессе бурения и эксплуатации - одна из основных проблем в нефтяной и газовой отраслях. К главным вопросам при решении задачи расчета устойчивости стенки ствола скважины относится правильный выбор геомеханической модели горного массива. Для глинистых и слабых слоистых пород наиболее подходящей является упругопластическая трансверсаль-но-изотропная среда с критерием разрушения Кулона -Мора и учетом возможности сдвигов по напластованию [1-5]. При этом решить такую сложную нелинейную геомеханическую задачу можно практически только численными методами, прежде всего методом конечных элементов (МКЕ).
В статье представлена модель, реализованная в программном комплексе ISAMGEO (Германия). Расчеты устойчивости скважин для различных нефтедобывающих регионов мира, выполненные с помощью этого пакета программ, показали его эффективность [5, 6, 7].
В рассматриваемой модели упругое поведение скелета породы моделируется трансверсально-изотропной средой с произвольно задаваемой ориентацией плоскостей изотропии (плоскостей напластования). Прочность скелета породы описывается критерием Кулона - Мора в виде
F = 412 ■ | cos 6 + sm jim 9 j _ (pm . sin j + С • cos jpeak ), (1)
где J2 - второй инвариант девиатора напряжений; 0 -угол Лоде;с, j - текущие соответственно сцепление и угол внутреннего трения; рт - среднее давление;ф^еа^ -пиковый угол внутреннего трения.
Дополнительно рассматривается прочность в произвольно ориентированных плоскостях напластования. Прочность по напластованию также рассчитывается по
Evaluation of borehole stability with lack of reliable information about geomechanical characteristics of rocks
Yu.A. Kashnikov, S.G. Ashihmin, D.V Shustov, S.E. Chernyshov (Perm National Research Polytechnical University, RF, Perm)
E-mail: geotech@pstu.ac.ru, geotech@pstu.ru
Key words: geomechanics, well, geomechanical modeling, method of final elements, stability.
Results of modeling stability of controlled directional wells borehole drilled through the unstable beds with lack of reliable information about geomechanical characteristics of rocks are presented. The program complex in which is realized the elasto-plastic transversal-isotropic medium with MohrCoulomb yield criterion and taking into account possibility of shifts by bedding was used.
критерию Кулона - Мора по результирующим нормальным и касательным напряжениям [8, 9].
В модели сцепление и угол внутреннего трения для плоскостей напластования принимаются постоянными, в то время как для матрицы породы они могут меняться в процессе упрочнения/разупрочнения как функция эквивалентных пластических деформаций. В фазе упрочнения угол внутреннего трения изменяется по закону
j = jini + ((j peak -j Ш 2epl ■ e^ - e 2pl)/epf, (2)
где jini - начальный угол внутреннего трения; epj -эквивалентные пластические деформации; ejpieak - эквивалентные пластические деформации при пиковой прочности.
После достижения пиковой прочности в фазе разупрочнения угол внутреннего трения уменьшается
( peak)
j = jpeak - Фге5) ' e"X(epl"V ) + jra, (3)
где jres - остаточный угол внутреннего трения; c - параметр разупрочнения.
Коэффициент сцепления принимается постоянным до достижения пиковой прочности, после чего снижается по линейному закону
с = с0-Н • (epl-eppfak), (4)
где с0 - начальное сцепление; h - параметр разупрочнения для сцепления.
Учет эффекта дилатансии при сдвиге достигается использованием пластического потенциала аналогично функции (1) с заменой угла внутреннего трения j на угол дилатансии у.
Исследования выполнены при поддержке Министерства образования и науки Российской Федерации в рамках реализации федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2014-2020 годы» (Соглашение № 14.577.21.0143).
Законы упрочнения/разупрочнения для угла дилатан-сии аналогичны выражениям (2) и (3) с тем отличием, что стадия разупрочнения наступает, когда эквивалентные пластические деформации достигают величины 2ереак.
Таким образом, для рассматриваемой модели необходимы более 20 входных параметров. Естественно, такое параметрическое обеспечение даже этой относительно простой геомеханической модели требует постановки лабораторных экспериментов. Однако опыт расчетов показывает, что отдельные параметры слабо влияют на конечный результат, и их можно применять на основе приблизительных оценок.
Основным технологическим параметром, который обеспечивает устойчивость скважины, является плотность бурового раствора. Покажем влияние данного параметра на развитие смещений пород вокруг наклонно направленных скважин и пластических деформаций для глубины 1200 м и физико-механических свойств и параметров напряженного состояния глинистых пород, представленных ниже. Эффективные горизонтальные напряжения:
минимальные а' А.................................................0,56а'^
максимальные а' н..............................................1,29а' А
Модуль Юнга, МПа:
в плоскости изотропии.........................................2000
в плоскости, перпендикулярной
плоскости изотропии ............................................1000
Коэффициент Пуассона:
в плоскости изотропии.............................................0,3
в плоскости, перпендикулярной плоскости
изотропии ..................................................................0,2
Модуль сдвига по плоскостям изотропии
(по напластованию), МПа.........................................416
Угол внутреннего трения, градус:
начальный ..................................................................23
пиковый ......................................................................25
остаточный..................................................................20
Сцепление, МПа:
начальное................................................................... 1,5
остаточное .................................................................0,1
Угол дилатансии, градус:
начальный ..................................................................10
пиковый ......................................................................15
остаточный ................................................................... 5
Угол внутреннего трения для плоскостей
слоистости, градус.........................................................18
Сцепление по слоистости, МПа .................................0,2
Угол дилатансии для плоскостей слоистости, градус..... 5
Эквивалентные пластические деформации
на пике прочности ...................................................0,005
Параметр разупрочнения:
для угла внутреннего трения.....................................10
для сцепления ............................................................30
Коэффициент Био...........................................................1
Проницаемость, м2:
матричная.............................................................10-19
по слоистости.......................................................10-18
Вязкость флюида, мПа-с........................................5-10-10
Результаты расчетов показали, что при плотности бурового раствора 1,12-1,13 г/см3 в вертикальных скважинах возникают заметные зоны пластических деформаций, кото-
рые стабилизируются через 10 сут и практически не расширяются на 20-е сут. При этом деформации пород в окрестности скважины становятся существенно меньше при плотности раствора 1,35 г/см3. В наклонно направленных скважинах плотность бурового раствора 1,33-1,35 г/см3 обеспечивает устойчивость скважины во время бурения, но с течением времени образуются заметные зоны пластических деформаций вследствие проникновения фильтрата бурового раствора в пласт. При этом основной вклад в развитие пластических деформаций в наклонно направленных скважинах вносит деформирование по плоскостям слоистости. Скорость развития деформаций зависит от проницаемости глин, которая достоверно неизвестна (в расчетах принималось усредненное значение 10-19 м2).
Рассмотрим следующий пример. На одном из месторождений Центральной Азии была пробурена наклонно направленная скв. А (глубина - 1200 м, зенитный угол - 36°, азимут - 53°, плотность бурового раствора - 1,27 г/см3). Бурение скважины сопровождалось прихватами и затяжками бурового инструмента, однако в целом бурение прошло достаточно успешно. Пробурить скв. Б, имеющую отличные от скв. А зенитный угол и азимут (соответственно 49° и 53°), при такой же плотности раствора фактически не удалось вследствие прихвата и потери подвижности инструмента. В связи с этим одной из основных задач стало определение оптимальной плотности бурового раствора при изменившихся зенитном угле и азимуте. При этом важным фактором устойчивости новой скважины являются компоненты тензора природного поля напряжений. Отметим, что поле напряжений на месторождении, а также пластовое давление в неустойчивых породах было определено приблизительно по данным геофизических исследований и кавернометрии в продуктивной толще.
Программа расчетов сводилась к расчету полей смещений стенок скважины и зон пластических деформаций. Данная программа расчетов предполагала геомеханическое моделирование устойчивости проектной скважины Б и ближайшей существующей скв. А. Сравнивались уровни напряженно-деформированного состояния (НДС). Искомая плотность бурового раствора должна была обеспечивать для проектной скв. Б такой же уровень НДС, как для успешно пробуренной скв. А. В качестве критериев оценки уровня НДС принимались расчетные смещен
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.