Факторы, влияющие на проницаемость призабойной зоны при вскрытии продуктивных пластов (курсовой проект)

ID: 218159
Дата закачки: 17 Мая 2021
Продавец: Abibok (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: Microsoft Word

Описание:
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине
«Заканчивание скважин»
специальный вопрос:
«Факторы, влияющие на проницаемость призабойной зоны при вскрытии продуктивных пластов»

Содержание
Введение 3
1. Геологический раздел 4
1.1 Общие сведения 4
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин 4
1.3. Физико-механические свойства пород 7
1.4. Давление и температура по разрезу скважин 8
1.5. Нефтегазоносность по разрезу скважины 8
1.6. Возможные осложнения по разрезу скважины 9
1.7. Геофизические исследования скважин 10
2. Технологический раздел 15
2.1. Конструкция скважины 15
2.2 Выбор равнопрочной эксплуатационной колонны 16
2.3 Расчет деталей и узлов низа эксплуатационной колонны 23
2.3.1 Расчет башмачного патрубка 23
2.3.2 Расчет обратного клапана 24
2.3.3 Расчет количества и метода установки центрирующих фонарей 25
2.4 Определение натяжения эксплуатационной колонны 25
3. Факторы, влияющие на проницаемость призабойной зоны при вскрытии продуктивных пластов 28
3.1. Гидромеханические факторы 28
3.2. Термохимические факторы 28
3.3. Биологические факторы 29
3.4. Основные факторы загрязнения продуктивных горизонтов 29
3.5. Способы повышения качества вскрытия продуктивных пластов. 35
Заключение 37
Список литературы 38
Приложение 39

1. Геологический раздел
1.1 Общие сведения
Для данного курсового проекта выбрана поисковая наклонно-направленная скважина месторождения им. Требса.
Месторождение им. Требса находится в Ямало - Ненецком автономном округе, Архангельская область.
Для месторождения характерна холодная зима со среднемесячными температурами самого холодною месяца - января: -25 -27 С (абсолютный минимум составил -58 °С). Зима длинная и холодная с устойчивым снеговым покровом. Лето - непродолжительное и прохладное. Средняя температура июля составляет 15-16°С, а абсолютный максимум достигает 35°С.
Проектный горизонт –верхний силур
Проектная глубина:
• по вертикали – 4500 м
• по стволу –4505 м
Отход от вертикали – 65 м
Азимут - 265

2. Технологический раздел
2.1. Конструкция скважины
Для исключения обвалообразования во время бурения и эксплуатации скважины ее стенки должны быть надежно укреплены. Пласты, через которые она пробурена, должны быть разобщены друг от друга. Для этого в скважину спускают металлические обсадные трубы, а пространство между ними и горной породой заполняют жидким цементным раствором, который, застывая, образует кольцо цементного камня. Конструкция скважины – это совокупность спускаемых в неё колонн, их количество, длины и диаметры, а также глубины зон цементирования.
Выбор конструкции скважины, цементирование обсадных колонн произведен с учетом геологической характеристики разреза, их назначения, способов эксплуатации в соответствии с работами.
Направление 426 мм. Колонна спускается до глубины 30 м и цементируется на всю длину цементом ПЦТ I-50 плотностью 1850 кг/м3.
Кондуктор 324 мм. Глубина спуска колонны 500 м. Плотность цемента ПЦТ I-50 1850 кг/м3. Глубину спуска кондуктора уточняют по данным ГИС и результатам бурения исходя из условия перекрытия интервалов неустойчивых пород.
Техническая колонна 245 мм. Спускается до глубины 2450 м. Цементирование проводится до глубины 250 м при помощи цемента ПЦТ I-G-CC-1 плотностью 1900 кг/м3. Выбирается сульфатостойкий цемент так как в этом интервале встречаются высокоминерализованные пластовые воды. Минимальную необходимую глубину спуска технической колонны определяют исходя из условий предотвращения гидроразрыва пород в необсаженном стволе скважины при закрытии устья в случае ГНВП.
Эксплуатационная колонна 168 мм. Спускается на глубину 4505 м по стволу и 4500 по вертикали. Цементирование эксплуатационной колонны проводят цементом ПЦТ I-G-CC-1 плотностью 1900 кг/м3 до глубины 2300 м. Для этого интервала также выбирается сульфатостойкий цемент, т.к. и на этом интервале встречаются пластовые воды с высокой минерализацией.

Рис 2.1. - Конструкция скважины.
2.2 Выбор равнопрочной эксплуатационной колонны
Производится расчет равнопрочной эксплуатационной колонны диамтером 168 мм.
Таблица 2.1. – Данные для выбора равнопрочной эксплуатационной колонны.
№ Наименование параметра Обозначение Значение
1 Глубина продуктивного горизонта,м L 4445
2 Высота подъема цементного раствора,м H 2300
3 Глубина спуска предыдущей колонны, м L0 2450
4 Уровень жидкости в колонне при испытании на герметичность, м HГ 2000
5 Уровень жидкости в колонне при освоении, в конце эксплуатации, м Hoc 2000
6 Интервал залегания промежуточного нефтегазоносного горизонта, м  3745-3870
7 Расчетная глубина промежуточного горизонта, м S1 3800
8 Пластовое давление в промежуточном нефтегазоносном горизонте на расчетной глубине, МПа PПЛS1
40
9 Интервал залегания продуктивного горизонта, м  4400-4445
10 Давление у кровли (S) пласта, МПа PПЛL2 49,3

Продолжение таблицы 2.1.
11 Давление у подошвы (L) пласта, Мпа PПЛL 49,7
12 Мощность продуктивного горизонта, м N 45
13 Плотность промывочной жидкости, кг/м3
1100
14 Плотность цементного раствора, кг/м3
1900
15 Плотность воды, кг/м3
1000
16 Плотность нефти, кг/м3
750
17 Плотность жидкости в колонне в конце эксплуатации, кг/м3
850
18 Диаметр обсадной колонны, мм D 168
1. Расчет внутреннего давления:
а) В начале эксплуатации

(Строится эпюр 1а)
б) В конце эксплуатации

Z от 0 до Hос=2000 м  РВНZ=0.

(Строится эпюра 1б)
в)В конце освоения:

Z от 0 до H=2000 м  РВНZ=0.

(Строится эпюра 1 в)
г) В конце цементирования

Z=0  РВНУ=0;

(Строится эпюра 1 г)

Рис 2.1. - Расчет внутреннего давления
2. Расчет наружного давления
а) В незацементированной зоне:

(Строится эпюра 2а)
б) В зацементированной зоне(по пластовому давлению):

(Строится эпюра 2б)
в)В конце цементирования
;

(Строится эпюра 2в)

Рис 2.2. - Расчет наружного давления
3. Расчет избыточного наружного давления

а) При окончании цементирования
;

(Строится эпюр 3а)
б) При освоении:
- в незацементированной зоне:
Если h  Н, в интервале 0  Z  h
Если h  Н, в интервале 0  Z  H
В интервале Н  Z  h

- в зацементированной зоне (от пластового давления):

(Строится эпюра 3б)
в) В период окончания эксплуатации
- в незацементированной зоне:
Если h  Н, в интервале 0  Z  h ;
Если h  Н, в интервале 0  Z  H ;
В интервале Н  Z  h ;

- в зацементированной зоне:

(Строится эпюра 3в)

Рис 2.3. - Расчет избыточного наружного давления
4. Расчет избыточного внутреннего давления

а) в незацементированной зоне

(Строится эпюра 4а)
б)в зацементированной зоне

(Строится эпюра 4б)

Рис 2.4. - Расчет избыточного внутреннего давления
5. Расчет эксплуатационной колонны
5.1 По выбирают трубы первой (снизу) секции с учетом запаса прочности на смятие(n1).
Требуемое давление для первой секции определяется:

По таблице П1 выбираем трубы группы прочности «Л» с мм, для которых .
Уточняя запас прочности на смятие:

Выбранная группа прочности металла, из которого изготовлены обсадные трубы эксплуатационной колонны, позволяют подобрать эксплуатационную колонну, состоящую из одной секции труб.
5.2 Определяется запас прочности труб первой секции на внутренне давление у «головы» первой секции, т.е. на глубине 3870 м.

для труб «Л» - 8,9 по таблице П3 равно 60,6 МПа.
на глубине 3745 м определяется по эпюре или по формлуе:

5.3 Определяется вес первой секции

q1 – вес 1 погонного метра по таблице 12, q1=0,353 кН/м;

4. Определяется значение для труб второй секции для условия двухосного нагружения с учётом растягивающих нагрузок от веса первой секции

где Q2Т=2922 кН– растягивающая нагрузка для «Л» - 8,9 по таблице П2.

Т.к. 37,6  31,58 МПа, то длина первой секции равная 4445 м в интервале 0-4445 м остаётся.
Если бы Р2КР  Р2ТР, то нужно увеличить L до полученного Р2КР или для второй секции взять более прочные трубы.
6. По таблице выбираем трубы группы прочности «Л» с мм, для которых =1863 кН.
Уточняется запас прочности на страгивающую нагрузку:

Таблица 2.2. - Расчет эксплуатационной колонны
№
секции Группа прочности и толщина стенки Длина секции, м Вес секции, кН Запас прочности
    на смятие,
n1 на внутр. давление, n2 на страгивание, n3
    треб факт треб факт треб факт
1 Л – 8,9 4445 1569 1,15 1,918 1,3 3,18 1,15 1,18
Вся колонна 4445 1569
2.3 Расчет деталей и узлов низа эксплуатационной колонны
2.3.1 Расчет башмачного патрубка
Определение количества отверстий в башмачном патрубке производится из условия равенства площадей внутреннего сечения обсадных труб и площади отверстий в патрубке:

где D – внутренний диаметр обсадных труб, мм;
d – диаметр отверстия башмачного патрубка, мм.

Таким образом, башмачный патрубок должен иметь 7 отверстий диаметром 60 мм.
2.3.2 Расчет обратного клапана

Рисунок 2.6 - Обратный клапан
Тарелка обратного клапана рассчитывается на изгиб.
Напряжения изгиба могут быть определены по формуле Баха:

Откуда толщина тарелки клапана определяется как:

где R - радиус тарелки клапана или внутренний радиус трубы, см;
 - коэффициент, зависящий от способа закрепления клапана, =0,8;
изг -допускаемое напряжение на изгиб для чугуна 400 Па;
Р - внешнее сминающее давление.

Стрела прогиба тарелки клапана определяется из выражения:

где -коэффициент 0,745;
Е - модуль упругости; для чугуна Е=0,75106Па.
Стрела прогиба не должна быть более 0,2 .

2.3.3 Расчет количества и метода установки центрирующих фонарей
Расчет количества фонарей сводится к тому, чтобы определить точки соприкосновения колонны со стенкой скважины и в этом месте поставить центрирующие фонари.
Длина полуволны в сжатой части колонны определяется по формуле Эйлера:

где - экваториальный момент инерции трубы.

где DН – наружный диаметр труб, м;
DВН – внутренний диаметр труб, м;
q – вес 1 погонного метра трубы, кН.
Длина сжатой части колонны определяется по формуле:

Где Q- вес колонны, кг;
Количество фонарей определяется по формуле:

Места установки фонарей в скважине помимо расчета уточняются по кавернограмме так, чтобы фонари оказались установленными в местах номинального диаметра, а не в кавернах. В кавернах желательно устанавливать турбулизаторы.
2.4 Определение натяжения эксплуатационной колонны
Производится расчет натяжения обсадной колонны диаметром 168 мм группы прочности «Л» – 8,9. Уровень подъёма цементного раствора от устья составляет 2300 м. Данные для расчета представлены в таблице 2.3.
Таблица 2.3. – Данные для расчёта натяжения эксплуатационной колонны.
Глубина скважины, м L 4445
Высота подъема цементного раствора от устья, м h 2300
Плотность бурового раствора, кг/м3 р 1100
Плотность внутрискважинной жидкости, кг/м3 ж 850
Температура на забое, оС Tо 93
Температура жидкости за колонной на устье в процессе эксплуатации, оС T3 30
Температура колонны до эксплуатации на устье, оС Т1 8
Внутреннее устьевое давление, МПа Р 11
Коэффициент запаса прочности при расчете на растяжение для резьбового соединения n3 1,15
Данные по обсадной колонне приведены в таблице 2.4.
Таблица 2.4. - Данные по обсадной колонне.
Номер секции Толщина стенки, мм Длина секции, м Страгивающая нагрузка, кН Масса 1 м труб, кН Масса секции, кН
1 8,9 4445 1863 0,353 1569
1. Внутренний диаметр незацементированного участка обсадной колонны:

2. Определяем среднюю площадь сечения обсадной колонны:

Среднему внутреннему диаметру 0,15012 м соответствует площадь сечения 0,004446 м2.
3. Определяем значения температуры колонны до эксплуатации и температуры жидкости за колонной в процессе эксплуатации по формулам:

Определяем среднюю температуру охлаждения колонны:

4. Определяем вес незацементированной части колонны:

Определяем значение натяжения обсадной колонны:

Р1 – осевое усилие возникающее в колонне в результате температурных изменений, кН;
Р2 – осевое растягивающее усилие, возникающее в результате действия внутреннего устьевого давления в процессе эксплуатации, кН;
Р3 – осевое усилие, возникающее в колонне за счёт разности действия внешнего и внутреннего гидростатического давления, кН;

где α – коэффициент линейного расширения, для стали α =12•10-6 1/оС;
Е – модуль упругости, для стали Е = 2,1•1011 Па.

5. Проверим прочность колонны с усилием в процессе эксплуатации.
Расчет прочности произведем без учета влияния Р1 при Q0=0 кН.
Определяем осевое растягивающее усилие, возникающее в результате действия внутреннего устьевого давления:

Определяем осевое усилие, возникающее в колонне в результате действия внешнего и внутреннего гидростатического давления:

Определяем левую часть выражения:

Определяем коэффициент запаса прочности на растяжение для резьбового соединения:

Из второго условия:

Условие прочности выполняется
 
3. Факторы, влияющие на проницаемость призабойной зоны при вскрытии продуктивных пластов
На продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта непосредственно у стенки скважины. Ухудшение проницаемости этой зоны происходит практически при любых условиях завершения строительства скважин и зависит от ряда факторов:
• состава бурового раствора при бурении
• противодавления на пласт от столба бурового раствора;
• длительности пребывания продуктивного пласта под давлением столба промывочной жидкости
• состава цементного раствора
• глубины и плотности перфорации обсадной колонны
• длительности пребывания пласта под раствором после перфорации
способа вызова притока флюида из пласта и освоения скважин.
Факторы, снижающие гидропроводность призабойной зоны скважин можно отнести к трем группам: гидромеханические, термохимические и биологические.
3.1. Гидромеханические факторы
Гидромеханические факторы в большей степени проявляются в гидромеханическом загрязнении фильтрующей поверхности призабойной зоны механическими примесями и углеводородными соединениями, содержащимися в закачиваемой в пласт воде. Это мелкие частицы песка, глины и карбонатов, окислов железа, гидратов окислов железа, продукты жизнедеятельности микроорганизмов и растений. Суммарное содержание механических примесей в водах системы поддержания пластового давления (ППД) часто превышает допустимые нормы (30 мг/л) в несколько раз.
В период нарушения режима работы промысловых установок подготовки нефти и воды количество взвешенных частиц (КВЧ) в сточных водах может достигать 2000-5000 мг/л. Негативное влияние на загрязнение ПЗП оказывает даже незначительное (пленочное) содержание нефтепродуктов в закачиваемой воде. Механические частицы, покрытые слоем нефтепродуктов, состоящих в основном из смол и асфальтенов, обладают повышенной липкостью, что приводит к интенсивному заиливанию порового пространства призабойной зоны пласта. Со временем может произойти образование вязкопластичной фазы со структурно-механическими свойствами. Упрочнению этой структуры способствует низкая (6-8° С) температура закачиваемой в зимнее время воды.
3.2. Термохимические факторы
К термохимической группе факторов, снижающих гидропроводность ПЗП, относятся нерастворимые осадки, которые образуются при смешивании пресной и пластовой воды. При этом может наблюдаться образование неорганических солей, гипса, выпадение кристаллов парафина и на их основе - возникновение асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Процесс осадкообразования возможен при соответствующих условиях. К ним следует отнести несовместимость по химическому составу закачиваемых в пласт пресных и пластовых вод, высокое содержание в добываемых нефтях высокомолекулярных углеводородных соединений, низкую пластовую температуру, темп закачиваемой воды, высокую температуру насыщения нефти парафином и др.
К этой же группе факторов снижения гидропроводности относится набухание глин при воздействии на них различного состава вод. Наибольшее увеличение объема глин отмечается в пресных и щелочных водах, наименьшее - в сильно минерализированных водах. Одновременно с набуханием глин при их контакте с пресными водами идет и диспергирование глинистых минералов на мелкие кристаллические частицы, которыми забиваются поровые каналы пород. Это может привести к полной закупорке интервалов продуктивного пласта с высокой и низкой проницаемостью. В первом случае за счет набухания заглинизированых прослоев пласта, во втором - за счет мелкодиспертного заиливания.
3.3. Биологические факторы
К биологической группе факторов, ухудшающих гидропроводность призабойной зоны пласта (ПЗП), относится загрязнение ее продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий. При заводнении нефтяных пластов водами, содержащими сульфатосоединения, возможно заражение скважин сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ). Появление их в пласте не только ухудшает проницаемость продуктивных коллекторов, но и отрицательно сказывается на технологических процессах добычи нефти, так как при этом в добываемой нефти появляется сероводород Н2S, вследствие чего усиливается коррозия нефтепромыслового оборудования, ухудшается качество нефти, осложняется ее промысловая подготовка и переработка нефти на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Сюда же можно отнести загрязнения ПЗП биомассой, приносимой закачиваемой водой, взятой из водоемов с активно развитыми биогенными процессами.
3.4. Основные факторы загрязнения продуктивных горизонтов
Результаты промысловых и лабораторных исследований, полученные как у нас в стране, так и за рубежом, свидетельствуют о том, что нарушение естественного равновесия процессов в пласте при воздействии практически всех технологических растворов приводит к снижению проницаемости околоскважинной зоны в пределах величины их проникновения. Различают ряд факторов, поясняющих суть данного явления:
- набухание гидратирующего цемента породы и самой породы, как следствие уменьшения сечения фильтрационных каналов, а также отрыв слабосвязанных частиц породы, их миграция и скопление в местах сужения пор;
- выщелачивание глин вплоть до отстрела отдельных частиц литифицированных пород при смачивании и проникновении жидкости в межпластинчатые пространства;
- частичная или полная механическая кольматация пор коллектора твердыми частицами компонентов дисперсных растворов;
- кристаллизация минеральных солей в порах пласта в результате термохимических процессов;
- кольматация открытого порового пространства нерастворимыми в пластовых условиях осадками, образующимися при взаимодействии пластовых вод и фильтратов технологических жидкостей, ввиду различия их ионного состава и значений рН;
- кольматация фильтрационных каналов после растворения породы, загрязняющих твердых частиц, осадков и гелей в результате вторичного осадкообразования;
- образование высоковязких и стойких водонефтяных эмульсий;
- выпадение в каналах зоны проникновения охлажденного и разгазированного пласта асфальто-смолистых и парафинистых отложений из нефти в результате физико-химических и термохимических процессов;
- развитие адгенизированных микроорганизмов в форме биопленок и биообразований в результате бактериологических микропроцессов;
- расширение и смыкание пор пласта с уплотнением загрязняющих агентов из-за изменений давлений в прискважинной зоне пласта при различных технологических операциях в зависимости от степени сжимаемости частиц кольматантов, осадков и конгломератов;
- нарушение устойчивости коллектора в приствольной зоне, что влечет осыпи и вынос компонентов горной породы вглубь пласта или в скважину при изменении напряженного состояния скелета горной породы, миграции жидкостей и проявления капиллярных сил;
- повышение прочности структуры (напряжений сдвига) проникшего раствора в покое в порах коллектора;
- увеличение сопротивлений движению подвижной фазы в пористой среде, заполненной многокомпонентной смесью;
- изменение фазовых проницаемостей пластовых флюидов и др.
Степень воздействия указанных процессов на состояние призабойной зоны при вскрытии пласта различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора и пластовой жидкости, пере¬пада давления и времени взаимодействия в системе "скважина-пласт", коллекторских свойств продуктивного пласта, а также от степени неоднородности (литологического строения) пород пласта.
Обычно при проникновении параллельно идут несколько негативных процессов, из которых превалирующего действия порой одного фактора вполне достаточно для получения «загрязненной» околоскважинной зоны.
В результате процессов фильтрации буровых растворов в продуктивные нефтегазонасыщенные пласты вокруг сква¬жины формируется зона кольматации и зона проникновения. Зона кольматации образуется за счет попадания в поровое пространство пласта твердой фазы раствора, зона проникно¬вения— за счет проникновения жидкой фазы (фильтрата). В гранулярных коллекторах глубина кальматации твердой фазы бурового раствора пород с высокой проницаемостью составляет в среднем 5-6 см, а с низкой проницаемостью - 1,5-2 мм, а глубина зоны проникно¬вения— десятков сантиметров, что может снизить проницаемость продуктивного пласта на 30-50%. При наличии в породе есте¬ственных или искусственно созданных (например, за счет больших репрессий давления) трещин глубина проникнове¬ния раствора в пласт может достигать десятков метров.
Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта весьма глубока, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно - главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны. Наиболее доступный для изменения фактор - обработка буровых (позднее тампонажных) растворов с целью снизить или довести даже до нулевого значения водоотдачу буровых (и цементных) растворов.
При бурении в продуктивном коллекторе в связи с нарушением напряженного состояния пород в приствольной зоне, проникновением фильтрата бурового (и цементного) раствора в пласт, взаимодействием с пластовой газожидкостной смесью и горной породой происходят сложные физико-химические процессы. Фильтрат, проникая в продуктивный пласт, резко уменьшает проницаемость последнего для нефти и газа, что приводит к ряду необратимых процессов. Частично проникает в пласт и твердая фаза буровых растворов; при гидроразрывах пластов значительное количество бурового раствора поступает в пласт, блокируя продвижение флюида к скважине.
Американские исследователи полагают, что существуют следующие основные виды загрязнения пласта:
1. реакция глин, содержащихся в нем, с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин;
2. кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора.
Очевидно, это только часть факторов, которые определяют падение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). Если принять к сведению, что на площади образца из обычного песчаника, равной 6,5 см2, находится до 3000 пор, которые в известной степени определяют проницаемость, то становится понятным, насколько чувствительна эта поверхность к загрязнению.
Зная основные причины снижения проницаемости ПЗП в естественных условиях, можно если и не предотвратить их влияние, то хотя бы максимально снизить их негативный эффект.
Все известные буровые растворы в той или иной степени отрицательно влияют на ПЗП: они снижают проницаемость ПЗП за счет прохождения фильтрата (разбухание глинистых включений, образование закупоривающего поры осадка при контактировании с пластовыми водами) в пласт; проникновения в поры пласта твердой фазы; блокирования порового пространства эмульсионными растворами; адсорбционных сил, удерживающих воду в порах и др.
На продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта непосредственно у стенки скважины. Ухудшение проницаемости этой зоны происходит практически при любых условиях завершения строительства скважин и зависит от ряда факторов:
1. состава бурового раствора при бурении (глины, воды, примесей и реагентов раствора);
2. противодавления на пласт от столба бурового раствора;
3. длительности пребывания продуктивного пласта под давлением столба бурового раствора;
4. состава цементного раствора и обсадной колонны;
5. глубины и плотности перфорации обсадной колонны;
6. длительности пребывания пласта под раствором после перфорации; способа вызова притока флюида из пласта и освоения скважин.
Установлено, что состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, должны удовлетворять следующим требованиям:
1. фильтрат бурового и цементного растворов должен быть таким, чтобы при проникновении его в призабойную зону пласта не происходило набухания глинистого материала, соле- и пенообразования в пористой среде горных пород;
2. гранулометрический состав твердой фазы бурового и цементного растворов должен соответствовать структуре порового пространства, т.е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц диаметром большим на 30 °/о размера поровых каналов или трещин должно быть не менее 5 % от общего объема твердой фазы промывочного агента;
3. поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат - пластовый флюид должно быть минимальным;
4. водоотдача в забойных условиях должна быть минимальной, а плотность и реологические параметры - такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании продуктивной толщи было близким к нулю, хотя для промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов, к сожалению, используют главным образом глинистые буровые растворы, обработанные или не обработанные химическими реагентами. Причем технология обработки этих растворов химическими реагентами определяется требованиями только безаварийной проходки ствола скважины, а не качественным вскрытием продуктивного пласта. Сроки освоения и продуктивность скважин, пробуренных в идентичных условиях, могут быть различными и в значительной степени зависят от качества работ по вскрытию пластов.

Рис 3.1. – Образование фильтрационной корки
Если исходить из условий максимального сохранения природного состояния коллектора, то продуктивный пласт необходимо вскрывать при условии депрессии или равновесия между пластовым и забойным давлениями. Однако в настоящее время отсутствуют технические средства, которые могли бы надежно обеспечить такие условия проводки скважин (вращающиеся превенторы, дистанционные управляемые дроссели, сепараторы бурового раствора). Поэтому на практике вынуждены вскрывать пласты в условиях репрессии. Репрессия как фактор имеет превалирующее значение: от нее зависят все остальные процессы взаимодействия пласта с буровым раствором. Репрессия является также причиной изменения естественной раскрытости трещин и влияет на степень деформации пород в прискважинной зоне.
Значения давления на забое и степень его влияния на призабойную зону во многом определяются характером и интенсивностью проводимых в скважине операций. Наибольшие гидродинамические давления возникают в скважине при восстановлении циркуляции бурового раствора. Несмотря на то, что гидродинамические давления при восстановлении циркуляции действуют на пласт кратковременно, в пределах 3-5 мин, значения забойного давления при этом могут достигать 75-80 % полного горного давления, что иногда вызывает гидроразрыв пласта. Причинами роста гидродинамических нагрузок на пласт являются также высокие скорости спускоподъемных операций. Гидродинамическая репрессия на пласты при этом может возрастать до 3-9 МПа.
Химическим составом бурового раствора определяется в основном интенсивность развития вторичных процессов, возникающих при контакте фильтрата с нефтью, газом, остаточно водой и породой коллектора. Совокупность этих процессов приводит к возрастанию газогидродинамических сопротивлений в зоне проникновения фильтрата при фильтрации нефти на различных этапах освоения и эксплуатации скважины. Увеличение гидравлических сопротивлений происходит в результате проявления молекулярно-поверхностных свойств системы нефть - газ - порода - остаточная вода - фильтрат и изменения структуры порового пространства породы.
На стадии вызова притока из пласта прирост гидравлических сопротивлений при фильтрации нефти через зону проникновения главным образом определяется особенностями двухфазной фильтрации. Значение этих дополнительных сопротивлений зависит от многих факторов и в целом оценивается фазовой проницаемостью для флюида при совместном течении нефти с фильтратом через пористую среду с измененной структурой поровых каналов. Изменение структуры порового пространства в зоне проникновения может быть обусловлено взаимодействием фильтрата как с минеральными компонентами породы (набухание глин, химическое преобразование), так и с остаточной водой (возможность образования нерастворимых осадков).
Степень загрязнения поровых каналов твердой фазой бурового раствора в наибольшей мере определяется размерами каналов, их структурой, дисперсностью и концентрацией твердой фазы в растворе, а также значениями водоотдачи бурового раствора и перепада давления в системе скважина - пласт.
Влияние зоны кольматации на приток флюида к стволу скважины варьирует в широких пределах. Наибольшее отрицательное влияние зоны кольматации отмечается в скважинах с открытым забоем. В скважинах с закрытым забоем это влияние в основном нейтрализуется перфорацией. В последнем случае следует оценивать влияние зоны кольматации, формирующейся на стенках перфорационных каналов.
Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц, а также макромолекул органических соединений сопровождается их адсорбцией в поровом пространстве нефтенасыщенных пород. Эти частицы адсорбируются, как правило, на границах раздела нефть (газ) - фильтрат, и если поверхности раздела неподвижны, то теряют свободу перемещения. При наличии в нефти большого количества асфальтосмолистых веществ проникающие в пласт коллоидные и субколлоидные частицы адсорбируются на поверхности раздела фаз совместно с асфальтенами и смолами и образуют плотные межфазные пленки. В газонасыщенных пластах эти частицы адсорбируются на стенках поровых каналов. Поскольку указанные межфазные пленки и адсорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в нефти, следует предупредить их формирование путем введения в буровой раствор синтетических ПАВ.
Степень загрязнения порового пространства породы-коллектора определяется продуктами взаимодействия солей остаточной воды с химическими реагентами, поступающих катионов. Образующиеся нерастворимые соединения в зависимости от характера смачиваемости их поверхности скапливаются в водной или нефтяной фазе, адсорбируясь чаще всего на границах раздела нефть - фильтрат.
3.5. Способы повышения качества вскрытия продуктивных пластов.
Повышать качество вскрытия продуктивных пластов следует двумя путями:
1. выбором соответствующего типа бурового раствора для конкретного месторождения (пласта), обладающего определенными геолого-физическими свойствами породы-коллектора, слагающего пласт, и физико-химическими свойствами пластовых флюидов, с обязательным учетом степени возможных изменений петрографических свойств породы после вскрытия и условий фильтрации нефти или (и) газа через зону проникновения;
2. выбором технологических режимов вскрытия, промывки скважины и проведения спускоподъемных операций, обеспечивающих минимальные размеры зоны проникновения компонентов бурового раствора в пласт.
Буровой раствор, предназначенный для вскрытия продуктивного пласта, перфорационных и других операций в скважине, при которых неизбежно его контактирование с компонентами пластовой системы, должен отвечать следующим основным требованиям:
1. обладать способностью быстро формировать на стенках скважины практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствующую проникновению фильтрата в пласт;
2. иметь такой состав жидкой фазы, который при практикуемых в настоящее время значениях депрессии, создаваемых при освоении скважины, позволял бы уже в первые часы работы скважины ликвидировать, без заметных остаточных явлений, последствия проникновения фильтрата в при- забойную зону;
3. твердая фаза бурового раствора или ее большая часть должна полностью растворяться в кислотах (нефти), что позволит удалять ее со стенок скважины и закольматированной зоны пласта при освоении. Гранулометрический состав твердой фазы должен обеспечивать минимальное количество проникновения раствора в трещины (поры) за счет образования закупоривающих тампонов на входе в трещину.
Требования к технологии вскрытия сводятся к тому, чтобы режим вскрытия, промывка скважины и спускоподъемные операции выбирались с учетом обеспечения минимальной зоны проникновения фильтрата бурового раствора, не превышающей глубины перфорационных каналов.
Буровой раствор для вскрытия выбирают для каждого типа пород- коллекторов, отличающихся друг от друга основными признаками и условиями залегания. Для этой цели все известные в настоящее время типы пород-коллекторов разделены на четыре классификационные категории, в каждой из которых сгруппированы породы-коллекторы, обладающие примерно одинаковой реакцией на технологические воздействия. В качестве критерия разделения пород-коллекторов на отдельные категории использованы геологические и технологические факторы, которые раскрывают условия проявления и возможность прогнозной оценки вида, интенсивности и масштаба развития процесса взаимодействия пород пласта с буровым раствором, а также последствий этого процесса.
Лабораторными исследованиями, проведенными на естественных и искусственных кернах в России и за рубежом, установлено, что проникающая в призабойную зону пласта вода в определенных условиях более чем на 50 % снижает естественную фазовую проницаемость коллектора для нефти, которая очень медленно восстанавливается или не восстанавливается совсем. На коэффициент восстановления проницаемости существенно влияет не только состав воды, применяемой при вскрытии пласта, но и скорость фильтрации (градиент давления). Восстановление проницаемости керна при различных условиях находится в пределах от 45 до 85 °/о. Добавка к буровому раствору различных реагентов, улучшающих его механические свойства, может больше снизить естественную проницаемость коллектора. Таким образом, как видно из лабораторных исследований, проведенных в России и за рубежом, применение буровых растворов на водной основе, как правило, приводит к существенному необратимому снижению проницаемости коллекторов.
Большие осложнения возникают при вскрытии продуктивных пластов на скважинах глубиной 4000 - 5000 м. На большой глубине трудно регулировать давление на забое из-за высокого пластового давления и температуры, а также периодического проникновения в буровой раствор газа. Положение усугубляется еще тем, что приходится прибегать к утяжелению бурового раствора до плотности 1,8 - 2,2 г/см3. В этих условиях, чтобы избежать возможных проявлений пласта, вскрытие его проводят при весьма большом превышении давления на забое над пластовым. Это влечет за собой разрыв пласта и уход в него больших количеств раствора, в особенности при частых спускоподъемных операциях, когда имеет место резкое изменение гидродинамического давления на стенки скважин.
Вследствие этого глубина проникновения фильтрата в продуктивный пласт может быть весьма велика. По данным специальных исследований она составляла на нефтегазовых месторождениях Азербайджана 1,4-2,5 м, на Майкопском газоконденсатном месторождении 0,5-3,0 м, на Самотлорском месторождении 6-37 м и т.д.
Наиболее глубокое проникновение фильтрата и твердой фазы бурового раствора отмечается в процессе вскрытия трещинных коллекторов. Цементирование эксплуатационной колонны может также отрицательно влиять на проницаемость призабойной зоны, особенно когда пластовое давление ниже гидростатического. В этом случае происходит проникновение в пласт не только фильтрата цементного раствора, но и раствора, так как при цементировании эксплуатационной колонны почти во всех случаях применяют цементный раствор плотностью 1,8- 1,85 г/см3. Конструкция скважины в большинстве случаев подчиняется задачам успешной проходки ствола скважины, хотя и не всегда отвечает условиям сохранения проницаемости призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия.
 
Заключение
Таким образом, большая часть факторов, от которых изменяется проницаемость пласта-коллектора зависит в первую очередь от бурового раствора. Из-за неправильно подобранной промывочной жидкости фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта могут очень сильно ухудшиться, что впоследствии приведёт к высоким дополнительным затратам на мероприятия по интенсификации притока в скважину. Также качество вскрытия можно повысить за счёт правильного подбора параметров промывки скважины, однако это не так эффективно, как применение подобающего бурового раствора.
Повышение качества вскрытия продуктивного пласта является очень важной и зачастую недооценённой проблемой, которой нельзя не уделить внимания, так как от этого зависит как дебит скважины, так и эффективность системы разработки месторождения в целом.
 

Размер файла: 6,2 Мбайт
Фаил: