39131

Методы воздействия на ПЗС. Процессы в призабойной зоне пласта

Реферат

География, геология и геодезия

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны.

Русский

2016-07-29

67 KB

28 чел.

Poccийcкий гocyдapcтвeнный yнивepcитeт
нeфти и гaзa имeни И.М.Гyбкинa

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Peфepaт

пo тeмe: «Процессы в призабойной зоне пласта»

Выпoлнил мaгиcтpaнт гpyппы PМН 12-01:Гapaвaнд Aбyзap

Pyкoвoдитeль: Подгорнов.В.М

Мocквa, 2013

Содержание:

Введение ----------------------------------------------------------------------------

Методы воздействия на ПЗС-----------------------------------------------

Свойства горных пород-------------------------------------------------------

  •  Пористость--------------------------------------------------------
  •  Проницаемость---------------------------------------------------
  •  Смачиваемость--------------------------------------------------
  •  Плотность----------------------------------------------------------

Ухудшение коллекторских свойств ПЗП----------------------------

Буровые растворы, применяемые при вскрытии продуктивных пластов-

ЗАКЛЮЧЕНИЕ--------------------------------------------------------------------

Введение

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) -  область,  в которой все процессы протекают наиболее интенсивно.  Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся    -    при закачке.  Здесь скорости движения жидкости,  градиенты давления,  потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны.

От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения,  дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС,  была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта,  так и при нагнетании в пласт. Само бурение скважины уже вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе.  Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействуют на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов.  Возникающее электрическое поле,  в зависимости от его полярности,  интенсивности и продолжительности существования,  может либо тормозить,  либо способствовать фильтрации,  влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта.

В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость - нефть, вода и газ – проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода -    через ПЗС нагнетательных скважин.

Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, могут откладываться как различные углеводородные компоненты  (смолы,  асфальтены,  парафины и ДР.),  Так и различные соли,  выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия.

Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости,  улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Методы воздействия на ПЗС:

Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы:  химические, механические, тепловые.

  1.  Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях,  когда можно растворить породу пласта или элементы,  отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.
  2.  Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП.
  3.  Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых пли очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.

Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как  химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т. д.

Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей.

Свойства горных пород

 Пористость

Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Различают общая и открытую пористость. Общая - определяется объемом всех пустот в породе, открытая – сообщающихся между собой. В нефтепромысловой практике в основном используется открытая пористость, так как она способствует извлечению нефти из недр. Она определяется как отношение объема открытых (сообщающихся) пор к объему образца породы – коэффициент пористости (Кп). Он выражается в долях единицы или процентах. Коэффициент пористости характеризует емкостные свойства пород – коллекторов.Расчет его производится по следующей формуле:

где П — пористость (%), Vпор — объём пор в исследуемом материале, Ve — объём образца материала в естественном виде.

Значение коэффициента пористости зависит от размера и формы зерен, степени их отсортированности и уплотнения, а также от минерального состава цемента и типа цементации. Наибольшей пористостью среди терригенных пород в естественных условиях обладают несцементированные или слабосцементированные разности.

По величине поровых каналов выделяются следующие группы: сверхкапиллярные, с диаметром пор – 0,508-2 мм; капиллярные - 0,0002 - 0,508 мм; субкапиллярные – менее 0,0002 мм. Движение нефти и газа в сверхкапиллярных порах происходит свободно, капиллярных – при значительном участии капиллярных сил, субкапиллярных – движение жидкости практически невозможно. Породы с субкапиллярными порами относятся к непроницаемым, плотным: глины, глинистые сланцы, известняки. В зависимости от характера полостей выделяют три типа коллектора: поровый, каверновый, трещинный. Поровые коллекторы образованы межзерновой пористостью в терригенных и карбонатных породах. Каверновые характерны для карбонатных пород. Трещинные коллекторы встречаются преимущественно в карбонатных породах и терригенных с карбонатным цементом. Они в чистом виде встречается редко и отмечены на больших глубинах в плотных карбонатных породах, песчаниках, хрупких сланцах, метаморфизованных и изверженных породах. Чаще можно видеть карбонатные коллекторы смешанного типа – порово-каверново-трещинные. В их формировании принимали участие различные процессы: выщелачивание, доломитизация - увеличивающие емкость; перекристаллизация, окремнение, уплотнение – снижающие емкостные свойства коллекторов. В зависимости от преобладания тех или иных полостей и типа коллектора пористость карбонатных пород колеблется от 0,1 до 30%. Для коллекторов с межзерновыми порами она составляет 16 – 20%. В каверновых коллекторах достигает 30% и выше. Емкость трещинных коллекторов чрезвычайно мала и составляет всего 0,1 – 3%.

  •  Проницаемость

Проницаемость горных пород - способность горн. пород пропускать через себя жидкости и газы при гидростатич. давлениях; мера фильтрационной проводимости трещиновато-пористых сред. Пропускная способность пористых сред зависит от физ.-хим. свойств жидкостей и газов и геометрии пустотного пространства: размеров, извилистости и  сообщаемости пор и трещин.  Pазличают абсолютную, эффективную и относительную П. Aбсолютная (физическая) П. при фильтрации однородной жидкости или газа (Ka) определяется геометрией порового пространства и характеризует физ. свойства породы. Эффективная П. - способность пород пропускать Флюид при сохранении других остаточных флюидов (воды, нефти) – Kэф зависит от сложности структуры порового пространства, поверхностных свойств, наличия глинистых частиц. Oтносит. П. возрастает c увеличением насыщенности породы флюидом и достигает макс. значения при полном насыщении; для нефти, газа, воды она колеблется от нуля при низкой насыщенности до единицы при 100%-ном насыщении. Поверхностные свойства пород определяют относит. проницаемость для разл. фаз.  

  •  Смачиваемость

Смачиваемость горных пород   Способность горных пород смачиваться жидкостями. Степень смачиваемости горных пород зависит как от минералогического состава породы, так и от свойств жидкостей. Одновременное присутствие в нефтяном пласте нефти и воды приводит к возникновению межфазных натяжений на контактных поверхностях между отдельными фазами. Если вода избирательно лучше смачивает породу, чем нефть, и самопроизвольно распространяется по поверхности породы, замещая нефть, (что обычно и наблюдается в природе), то порода называется гидрофильной или олеофобной. В ином случае (порода лучше смачивается нефтью) порода называется гидрофобной или олеофильной. Наличие в коллекторах «связанной» воды в некоторых случаях обусловливает гидрофильность нефтеносных песков и песчаников.

Степень смачивания характеризуется углом смачивания. Угол смачивания (или краевой угол смачивания) это угол, образованный касательными плоскостями к межфазным поверхностям, ограничивающим смачивающую жидкость, а вершина угла лежит на линии раздела трёх фаз.

  •  Плотность

Плотность - это масса единичного объема вещества. От этого показателя зависит вес конструкции: чем выше плотность камня, тем конструкция будет тяжелее. По плотности камни делятся на легкие (плотность до 2200 кг/м3) и тяжелые (плотность более 2200 кг/м3). Плотность зависит от пористости породы и минералов, входящих в ее состав.

Ухудшение коллекторских свойств ПЗП

Под воздействием избыточного давления промывочная жидкость проникает в поры продуктивного пласта. В основном проникает дисперсная среда (вода), но возможно и проникновение частиц дисперсной фазы, например при гидроразрыве.

Дисперсная среда проникает в глубь пласта и оттесняет нефть (газ) от скважины.

Значительно ухудшается проницаемость пласта. Если в коллекторе содержатся глинистые частицы, то они набухают и сужают каналы. Если содержатся соли, то они могут образовать нерастворимые осадки. Взаимодействие углеводородов с водой создает эмульсию, которая уменьшает фазовую проницаемость для нефти и газа.

Технология вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения практически не отличается от технологии бурения всего ствола скважины, поэтому, как правило, физико-механические свойства продуктивного пласта не учитывают. Исключение составляет выбор типа бурового раствора (нодалеко не во всех случаях).

Буровые растворы, применяемые при вскрытии продуктивных пластов:

 Вода, обработанная ПАВ.

 Глинистый раствор, обработанный ПАВ, термостойкий, хлоркальциевый, эмульсионный.

 Безглинистые растворы – меловые, полимерные.

 Растворы на углеводородной основе.

Буровые растворы должны иметь минимальные плотность, водоотдачу, поверхностное натяжение. Степень минерализации и солевой состав должны быть близки к пластовым.  

Буровой раствор- минимально снижающий проницаемость призабойной зоны. Наиболее доступный для изменения фактор   обработка буровых  (позднее тампонажных) растворов с целью снизить или довести далее до нулевого значения водоотдачу буровых (и цементных) растворов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

  1.  Влияние физико-химических процессов на снижение продуктивности низкопроницаемых пластов сопоставимо с влиянием фильтрационного проникновения буровых растворов в результате гидравлической репрессии. Ущерб, наносимый продуктивности при заканчивании скважин, снижается или увеличивается в зависимости от величины и направления действия физико-химических процессов.
  2.  Восстановление нефтегазопроницаемости в зоне проникновения определяется режимом возбуждения притока, результативность которого зависит от характера распределения остаточных водной и углеводородной фаз в ПЗП и от физико-химического взаимодействия компонентов буровых растворов с породой и пластовыми флюидами.
  3.    Для повышения эффективности возбуждения притока в низкопроницаемых коллекторах целесообразно сокращать зону проникновения за счёт управления интенсивностью и направлением действия физико-химических процессов в ПЗП.  
  4.   Величина, темп и характер приложения депрессии определяют эффективность срыва фильтрационных корок, деформацию коллектора, восстановление подвижности флюидов в ПЗП, очистку фильтрующих каналов, равномерность вовлечения фильтрующих каналов различной раскрытости. Оптимальное сочетание параметров возбуждающего воздействия обеспечивает качественное освоение скважин.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

63067. Проектування скребкового конвеєра 414.14 KB
  Скребкові конвеєри використовують для транспортування сипких, зернистих матеріалів і коренеплодів у горизонтальному напрямі і під кутом близько 0-65° до горизонту, їх широко застосовують на зернових токах і елеваторах, у кормоцехах тваринницьких ферм...
63070. Создание транспортной накладной 202.6 KB
  Для поведите курсор к листу Лист 1 вызовите контекстное меню выберите команду Переименовать. 6 Выделите ячейки А5 и В5 на вкладке Главная выполните команду Объединить и поместить в центре нажав на кнопу.
63071. Детский массаж 1.1 MB
  При небольших покраснениях на коже ребенка в результате диатеза массаж нужно проводить осторожно, избегая участки с высыпаниями. Если же высыпания стали значительными, массаж в это время производить не следует.