ID: 99176

Название работы: Формирование призабойной зоны скважины при репрессии на забое

Категория: Реферат

Предметная область: География, геология и геодезия

Описание: Варианты формирования ПЗС при репрессии на забое. Дисперсная фаза буровых растворов для вскрытия. Дисперсионная среда буровых растворов для вскрытия. Углеводородные буровые растворы или инвертные эмульсии. Гидрофобно-эмульсионные растворы. Жидкости для заканчивания на основе растворов солей

Язык: Русский

Дата добавления: 2016-08-04

Размер файла: 4.12 MB

Работу скачали: 1 чел.

Российский государственный университет
нефти и газа имени И.М.Губкина

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Реферат

по теме: «Формирование призабойной зоны скважины при репрессии на забое»

Выполнил магистрант группы РНМ-12-01.01

Прудский Михаил Юрьевич

Проверил Подгорнов В.М.

Москва, 2013

Содержание
Введение	3
1 Варианты формирования ПЗС при репрессии на забое	4
2 Дисперсная фаза буровых растворов для вскрытия	6
3 Дисперсионная среда буровых растворов для вскрытия	11
3.1 Углеводородные буровые растворы или инвертные эмульсии	12
3.2 Гидрофобно-эмульсионные растворы	15
3.3 Жидкости для заканчивания на основе растворов солей	15
Заключение	18

Введение

 Сложность проблемы формирования и обработок ПЗС обуславливается:

комплексом негативных природных факторов и горно-геологических условий;

многообразием и взаимоналожением процессов в ПЗП;

нестабильностью состояния ПЗП на всех этапах строительства и эксплуатации скважин.

Существуют две схемы заканчивания скважин.

1. Репрессионная - стратегия заканчивания, которая реализуется с использованием традиционного оборудования и бурильного инструмента при условии нормативного превышения давления на забое скважины над пластовым.

2. Депрессионная (в частном случае - равновесная), которая реализуется при наличии специального оборудования или бурильного инструмента при условии, что давление на забое скважины равно или меньше пластового.

Условием качественного заканчивания скважины является соответствие технологических операций реализуемой схемы.

В данной работе будет рассмотрено формирование ПЗС при репрессии на забое, дисперсная фаза и дисперсная среда буровых растворов для вскрытия пласта.

1 Варианты формирования ПЗС при репрессии на забое

Формирование ПЗС при репрессии на забое предполагает неизбежное проникновение в ПЗП, негативные последствия которого предупреждаются за счёт использования «незагрязняющих промывочных флюидов» или преодоления загрязнённых участков ПЗП при вторичном вскрытии (перфорации) или очистку этих участков при вызове притока.

Выбор технологии первичного вскрытия пластов основывается на:

допустимой величине выделения фильтрата в забойных условиях, исходя из глубины проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт;

физико-химическом составе и технологических параметрах, исходя из условия сохранения устойчивости ствола, восстановления естественной проницаемости и достижения максимального значения коэффициента ОП;

 нормированном градиенте давления в ПЗС.

Вариант 1 - заканчивание скважин при репрессии на забое сохранением фильтрационных характеристик ПЗП. 

В какой-то степени этот вариант заканчивания скважин реализуется в случае использования конструкции открытого забоя при вскрытии газонасыщенных пластов с продувкой газообразным агентом.

Вариант 2 - заканчивание скважин при репрессии на забое кольматационным экраном в ПЗС. Для этой цели интенсифицируют процессы поверхностной кольматации ствола скважины (гидромониторные насадки, вихревые и пульсирующие кольмататоры и т.п.) буровыми растворами с твёрдой фазой заданной дисперсности, обеспечивающей в конкретных условиях закупорку пристенных каналов и пор в коллекторе.

Этот вариант заканчивания скважин используется в случае «закрытой» конструкции забоя и предполагает, что технологические жидкости, применяемые при вторичном вскрытии и освоении не наносят ущерб продуктивному пласту.

Вариант 3 - заканчивание скважин с очисткой при освоении скважины зоны проникновения. В этом случае применяют буровые растворы, имеющие твёрдую фазу, легко выносимую обратным потоком, и фильтрат, физико-химические и поверхностные свойства которого обеспечивают эффективную очистку ПЗП, в том числе в сочетании с расформированием зоны проникновения обратным капиллярным или диффузионным массопереносом.

Этот вариант заканчивания используется в случае «открытой» конструкции забоя и предполагает, что внутри стенок коллектора непроницаемый барьер должен при вызове притока легко разрушаться и удаляться потоком из пласта.

 Вариант 4 - заканчивание с гидродинамической разгрузкой забоя. В этом случае на забое снижается уровень гидродинамической репрессии за счёт струйного насоса (эжектор).

Таким образом, для любого из вариантов репрессионного формирования ПЗС определяющим в технологии является выбор бурового раствора.

Логическая последовательность выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных отложений в конкретных условиях следующая.

1. Плотность жидкости (с учётом коэффициента аномальности пластового давления).

2.   Состав и дисперсность твердой фазы (в соответствии с принятым вариантом реализации).

3. Состав фильтрата (в соответствии с принятым вариантом реализации).

4.    Фильтрационные свойства (оптимальные для конкретных условий).

5.   Вязкость и структурно-механические свойства (оптимальные для конкретных условий).

6.  Антифрикционные и смазывающие свойства (оптимальные для конкретных условий).

7. Антикоррозионные свойства (оптимальные для конкретных условий).

8.    Экономическая оценка.

Относительная плотность бурового раствора ρ0 для вскрытия продуктивной толщи определяется в процессе проектирования конструкции скважины в соответствии с соотношением kа < ρ0 < kп, а состав твёрдой и жидкой фаз её определяется в зависимости от принятого варианта формирования. 

2 Дисперсная фаза буровых растворов для вскрытия

Оптимизация состава кольматирующей фазы буровых растворов обеспечивает формирование тонкой, низкопроницаемой фильтрационной корки на стенках ствола скважины. При объёмной кольматации удаление фильтрационной корки не компенсирует ущерб, наносимый продуктивному пласту буровыми растворами.

При выборе кольматирующей фазы, формирующей изолирующий экран на стенках коллектора, учитывается конструкция забоя.

Если используется обсаженный ствол с дальнейшей перфорацией, то гидродинамическое совершенство будет зависеть от эффективности вторичного вскрытия.

Если «открытый» забой, то следует учитывать необходимость удаления кольматационного экрана за счет гидродинамического воздействия, химического и механического разрушения. При необходимости расформирования зоны проникновения в ПЗП эффективны неадгезионноактивные и химически растворимые добавки:

карбонат кальция (СаСО3), кислоторастворимый кольматант (КК-71), сидерит (FeCO3), целестин (сернокислый стронций Sr[SO4];

тетраоксид марганца (Mn3O4 - плотность 4,8 г/см3, средний размер частиц 0,5 мкм);

окись магния (растворитель - аммониевая соль);

кристаллический хлорид натрия NaCl (растворитель - ненасыщенный водный раствор) и др.

Карбонат кальция и сидерит (в качестве утяжелителя) предпочтительнее всего, так как они широко доступны, не дороги, легко регулируются по гранулометрическому составу, хорошо растворяются в кислоте, дают низкую липкость корки и обеспечивают низкое давление отрыва корки (рис.1).

Рисунок  Растворимость утяжелителей в соляной кислоте: 1 - барит; 2 - гематит; 3 - сидерит

Разрушение фильтрационной корки и очистка зоны кольматации (особенно в случае открытого забоя) - одно из условий качественного заканчивания. Тонкодисперсная адгезионноактивная и плохорастворимая твердая фаза (глина, барит) наносит максимальный ущерб продуктивному пласту.

Кроме традиционных кислоторастворимых материалов в практике заканчивания скважин для повышения эффективности восстановления гидродинамической связи пласт-скважина используются другие технологические приёмы, например, афроны (разработка компании «ЭмАй Дриллинг Флуидз») - пузырьки воздуха диаметром от 20 до 200 мкм, защищенные двухслойной оболочкой ПАВ с прослойкой загущенной полимерами воды (рис. 2).

Рисунок  Кольматация призабойной зоны пласта афронами

В отличие от пен, где газовые пузырьки имеют гидрофильную поверхность, поверхность афронов гидрофобна, благодаря чему отдельные афроны могут объединяться, но не сливаясь, сохраняя свою структуру в забойных условиях и обладая упругостью, они способны кольматировать коллектор. Непроницаемый барьер формируется внутри коллектора. При вызове притока кольматирующий барьер из афронов легко разрушается и полностью удаляется из пласта при депрессии от 0,5 до 1 МПа.

Среди безглинистых растворов большое преимущество имеют системы на основе полисахаридных реагентов (крахмалы, ПАЦ, биополимеры). Главным преимуществом безглинистых полисахаридных систем, как буровых .растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов, является их способность к деструкции под воздействием различных факторов. Деструкция реагентов в забойных условиях ослабляет сцепление кольматирующего материала со скелетом коллектора. Причиной деструкции являются микроорганизмы (ферментативная или микробиологическая деструкция), повышенная температура (термоокислительная деструкция) и кислотная обработка (химическая деструкция).

Деструкция полисахаридных реагентов может происходить в пласте при забойных условиях, при воздействии химреагентами или сильными окислителями - например Са(Сl2) - гипохлориты кальция, Н2О3 - перекись водорода, неорганический пироксид, гипохлориты щелочных металлов и третичные амины (химическая деструкция). В результате этих процессов зона кольматации постепенно разрушается, проницаемость ПЗП восстанавливается.

Кислоторастворимые наполнители, внедряясь в структуру корки и обладая относительно более крупными размерами частиц по сравнению с глинистыми частицами, увеличивают проницаемость фильтрационных корок. При содержании в корке карбоната кальция 0,075 г/см3 сохраняются приемлемые фильтрационные свойства и в то же время количество наполнителя становится достаточным, чтобы разрушать структуру глинистой корки при воздействии кислотой.

Оптимизируя состав корки с кислоторастворимыми наполнителями необходимо сохранить приемлемые фильтрационные и коркообразующие свойства раствора и, с другой стороны, обеспечить эффективное разрушение структуры корки при взаимодействии наполнителя с кислотой.

Таким образом, целенаправленное разрушение фильтрационной корки и зоны кольматации на стадии освоения скважин позволят очистить зону проникновения при освоении скважины.

Обработка растворов ПАВ при определённых условиях может изменить не только величину, но и направление действия физико-химических процессов, действующих в ПЗП. Это значит, что при соответствующих условиях проникший в ПЗП (в результате фильтрации под действием гидравлической репрессии) фильтрат скважинной жидкости может быть вытеснен обратным потоком за счёт физико-химических градиентов.

Поверхностная активность фильтратов скважинных растворов зависит от добавок ПАВ, которые вводятся для регулирования: смачиваемости коллектора; насыщенности фаз в коллекторе; образования эмульсий и газодисперсных барьеров в ПЗП; модификации межфазных пленок и полупроницаемых зон; адгезии тонкодисперсных частиц, полимерных и органических реагентов; капиллярной пропитки.

Обобщение экспериментальных данных позволило определить принципиальный характер влияния величины поверхностного натяжения σ раствора на коэффициент восстановления проницаемости (рис. 3).

Рисунок  Зависимость коэффициента восстановления проницаемости от величины поверхностного натяжения σ раствора: 1 - σ=10 мНм; 2 - σ=20 мНм; 3 - σ=40 мНм;

Требования к ПАВ:

совместимость с жидкостями и добавками для обработки скважин;

высокая активность при низких концетрациях;

низкая адсорбция на породах-коллекторах;

способность эффективного регулирования и поддержания величины поверхностного натяжения и смачиваемости пород;

высокий коэффициент растворимости в жидкости для обработки скважин.

При использовании ПАВ в скважинных растворах приходится учитывать, что универсального поверхностно-активного вещества не существует. В результате ПАВ может предотвратить один тип ухудшения свойств, но создать другой.

Необдуманное использование ПАВ может: снизить проницаемость по нефти; ухудшить технологические свойства растворов; привести к образованию эмульсии или газовых дисперсий; нарушить прочность и устойчивость пород.

Нельзя применять ПАВ и изменять рецептуру без соответствующих испытаний.

3 Дисперсионная среда буровых растворов для вскрытия

Оптимизация состава дисперсионной среды буровых растворов для вскрытия продуктивной толщи. Одним из важных факторов, определяющих выбор буровых растворов для вскрытия продуктивной зоны, является возможность восстановления гидродинамической связи между пластом и скважиной. В этой связи использование газообразных агентов или жидкостей, максимально близких по составу и свойствам к пластовым флюидам, представляются наиболее оправданным. Но, во-первых, за малым исключением такая система бурения практически трудно реализуется; во-вторых, если даже такая возможность представляется, то возникает ряд технологических сложностей, которые существенно затрудняют процесс заканчивания скважин; в-третьих, экономическая целесообразность таких технологий, чаще всего, не очевидна.

Поэтому, несмотря на отрицательные последствия контакта с продуктивными отложениями, используются буровые растворы с регулируемыми технологическими параметрами, более или менее близкими по свойствам с насыщающими пласт флюидами.

В качестве дисперсионной среды буровых растворов используют растворы на водной и углеводородной основе.

3.1 Углеводородные буровые растворы или инвертные эмульсии

Преимущества. Просты в использовании, но имеют ограничение по минимальной плотности (0,9 г/см3 при использовании дизельного топлива или 0,96 г/см3 для эмульсии). Не увлажняют пласты. Нет скачков и перепадов давления.

Недостатки и проблемы при использовании:

большая стоимость, необходимость выполнения экологии с их правил и законодательства, проблемы утилизации В качестве углеводородной основы (РУО) рекомендуется использовать низковязкое минеральное масло - низкая горючесть, высокая пожаробезопасность (при использовании для приготовления РУО дизельного топлива придется понимать дополнительные меры по взрывоизоляции всего электрооборудования и оснащению буровой специализированным оборудованием для обеспечения безопасного ведения работ из-за его пожароопасности);

меньшая летучесть (дизельное топливо легко испаряется, особенно при нагревании раствора и образующаяся смесь паров и дизельного топлива взрывоопасна и токсична при работе в закрытом помещении);

меньшая токсичность, и экологическая опасность (по сравнению с дизельным топливом, минеральные масла содержат гораздо меньше ароматических углеводородов, сернистых и летучих соединений и кратно менее токсичны);

меньшая вязкость (несмотря на кажущуюся низкую вязкость дизельного топлива, фактическая вязкость как самого ДТ, так и РУО, приготовленного на его основе, в 1,5-2 раза выше, чем минерального масла, особенно при низких температурах).

Состав типового РУО.

1.  Эмульсионная среда - дизельное топливо, синтетическое или минеральное масло.

2. Эмульгированная фаза - вода, обычно с добавлением 25-35 % хлорида кальция для снижения активности и придания ингибирующих свойств.

3. Твердая фаза - гидрофобизированный (органофильный) бентонит. Используется для дополнительной стабилизации эмульсии, придания реологических и фильтрационных свойств.

4.  Эмульгатор - высокомолекулярные спирты, жирные кислоты, специальные полимеры, которые образуют мономолекулярный барьер на границе контакта между водой и нефтью и стабилизируют эмульсию предотвращая коалесценцию капелек воды.

5.  Известь для поддержания щелочности раствора и нейтрализации сероводорода.

6.  Поверхностно-активные и смачивающие добавки используются для изменения смачиваемости твердой фазы и стабилизации раствора.

7. Понизитель водоотдачи - асфальт, битум или специально модифицированные лигниты помогают улучшить качество фильтрационной корки и придать раствору кольматирующие способности.

8. Гидрофобизированный утяжелитель - карбонат кальция, барит или сидерит (рис. 4). Карбонат кальция обычно используется в РУО для первичного вскрытия продуктивных горизонтов, так как позволяет провести дополнительную очистку забоя при помощи кислотной обработки.

Рисунок  Зависимость нефтесмачиваемости β от коэффициента флотируемости Кф и концетрации С сульфанола НП-3: 1 - зависимость β флотационного барита от Кф; 2 - зависимость β флотационного барита от С; 3 - зависимость β гравитационного барита от С

Основные параметры РУО:

Водонефтяное отношение. Изменения водонефтяного отношения могут свидетельствовать о водо- или нефтепроявлениях. Водонефтяное отношение должно строго поддерживаться согласно принятой рецептуре и плотности раствора.

Электростабильность. Прямо характеризует качество и стабильность РУО. У свежеприготовленного раствора не менее 400В. Снижение электростабильности с одновременным появлением воды в фильтрате явно указывает на недостаток в растворе эмульгаторов и начало разрушения эмульсии.

Фильтратоотдача. В нормальных условиях должна отсутствовать. При высоких температуре и давлении минимальна. Появление воды в фильтрате является одним из наиболее явных признаков недостатка эмульгатора в растворе.

Смачивающие способности. Показатель гидрофобных свойств раствора - избыток извести. Рекомендуется поддерживать в растворе избыток извести на уровне - 8-10 кг/м3 для поддержания концентрации кальциевых мыл.

3.2 Гидрофобно-эмульсионные растворы (ГЭР)

Обладая всеми положительными свойствами системы на углеводородной основе (внешняя фаза представлена углеводородной жидкостью), они дешевле и технологичнее при приготовлении. Такие растворы обладают достаточно высокой термостойкостью, хорошими антикоррозионными свойствами, высокой агрегативной стабильностью, низкой фильтрацией в пластовых условиях и не ухудшают проницаемости продуктивного коллектора.

3.3 Жидкости для заканчивания на основе растворов солей

Чистые соляные растворы:

пластовая вода (рассолы) - обязательный контроль на совместимость, наличие твердой фазы, эмульсий и т.д.;

морская вода или необработанная местная вода - обычно держат твердую фазу, нежелательные химические примеси;

подготовленные рассолы - в чистую пресную воду добавляется количество соли, нужное для поддержания необходимой плотности и стабилизации глин.

Плотности растворов неорганических солей изменяются в большом диапазоне значений, перекрывающим потребности бурения.

При использовании растворов солей необходимо:

1. Учитывать изменение плотности раствора в забойных условиях.

Высокие температуры и давления в стволе скважины снижают значения плотностей рабочих жидкостей, замеренных на поверхности. Вместо репрессии скважина будет находиться при депрессии.

Пример. В скважине на забое при остановке промывки на глубине 5500 м установится температура на уровне нетронутого горного массива. Для создания репрессии 1,5 МПа при 20°С потребуется 16%-ный раствор NaCl, но при 200 °С такую репрессию обеспечат 20,5 % раствора NaCl.

2. Учитывать истинную температуру кристаллизации (ИТК), при которой в насыщенном рассоле появляются кристаллы соли.

3. Контролировать pH системы и коррозионную активность.

4. Учитывать совместимость с породами, слагающими коллектор, а также с пластовыми флюидами.

Водные растворы электролитов в качестве дисперсионной среды буровых растворов влияют на объём и прочность гидратных плёнок на поверхности пор и каналов проницаемой породы.

Установлено, что степень влияния электролитов (NaCl,КС1, СаС12, MgCl2, AICI3, Na2C03) на объём малоподвижной водной фазы зависит от того, разрыхляют они или, наоборот, упрочняют структуру гидратных слоев на поверхности породы. Экспериментальные определения β коэффициента восстановления нефтепроницаемости (отношение конечной проницаемости к исходной) после вытеснения керосина одномолярными растворами КСl и MgCl2 из однородных образцов показали в сравнении с вытеснением пресной водой повышение нефтепроницаемости.

Ионный состав водного фильтрата влияет на величину подвижной фазы в ПЗП, но не всякая минерализация способствует улучшению фильтрационных характеристик коллектора. Например, коэффициент восстановления проницаемости образца после воздействия на него раствора MgCl2 выше, чем после воздействия на этот же образец пресного фильтрата. Наоборот, для раствора Na2CO3 этот показатель меньше, чем для пресного фильтрата.

Если компонентами гидратных слоев являются ионы, упрочняющие их структуру, то их опреснение приведет к некоторому повышению фазовой проницаемости и, наоборот, в случае увеличения концентрации этих ионов за счет внесенных с фильтратом электролитов произойдет снижение фазовой проницаемости. Контакт с 1-мольным раствором CaBr2 снижает объем остаточной воды по сравнению с технической на 9%, в то же время восстановление газопроницаемости породы увеличивается с 19 до 70%.

Исследования динамики замещения нефти минерализованными растворами показали, что наибольшая интенсивность замещения нефти минерализованными фильтратами наблюдается в течение первых суток контактирования (рис. 5).

Рисунок  Динамика замещения нефти минерализованными фильтратами на гидрофобной и гидрофильных пористых средах

Таким образом, при фильтрации бурового раствора на водной основе в пласт за счёт физико-химических процессов (ионный обмен, диффузия и т.п.) изменяется состав связанной водной фазы гидрофильной породы.

Заключение

Были рассмотрены варианты заканчиваний скважины при репрессии на забой, их преимущества и недостатки, изучены виды дисперсных фаз буровых растворов для вскрытия пласта, которые образуют фильтрационную корку на стенках забоя, и методы удаления этой корки. Также рассмотрены дисперсионные среды для вскрытия, виды буровых растворов, использующихся в качестве дисперсионной среды, их преимущества и недостатки, состав и основные параметры.