Занятие 19. Факторы, ухудшающие сообщаемость пласта со скважинами, и их влияние на продуктивность или премистость скважин

Цель:

Изучить проявление факторов, нарушающих сообщение пласта со скважиной, уменьшая продуктивность или приемистость скважин с момента ввода ихв эксплуатацию и до стадии истощения.

Задание:

Объяснить снижение проницаемости пласта в призабойной зоне скважины.

Для реализации плана добычи нефти и газа скважины должны экс­плуатироваться с потенциальными дебитами. В большинстве случаев с этой целью необходимо проводить интенсификацию скважин для очищения призабойной зоны после бурения и цементирования, освоения и ремонта или после продолжительной эксплуатации. Выравнивание профилей притока и увеличение проницаемости продуктивных отложений «можно достигнуть только путем осуществления совокупности физико-химических операций, комплексно воздействующих на призабойную зону пласта.

В течение всего времени разработки месторождения с момента ввода в эксплуатацию новых скважин и до стадии истощения могут проявиться факторы, нарушающие сообщение пласта со скважиной, уменьшая продуктивность или приемистость скважин.

Факторы, увеличивающие фильтрационное сопротивление призабойной зоны пласта. Высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта может быть обусловлено его характеристиками, способом вскрытия, а также факторами, вызывающими частичную закупорку микроканалов в пористой среде и, соответственно, ухудшение проницаемости пласта.

Низкая проницаемость пласта. При плоскорадиальной фильтрации жидкостей в продуктивном пласте поверхность фильтрации по мере приближения в скважине уменьшается, а скорость возрастает (при постоянном суммарном дебите). Вследствие этого увеличивается фильтрационное сопротивление. В высокопроницаемых пластах это сопротивление не препятствует получению достаточных дебитов скважин, в низкопроницаемых может предопределять недостаточные дебиты скважин, особенно на месторождениях с пониженным пластовым давлением, где невозможны большие депрессии на пласт.

Г идродинамическое несовершенство скважин. Известно, что скважина гидродинамически совершенна, когда полностью вскрыт продуктивный пласт и ствол скважины не обнажен в интервале продуктивного пласта, так что жидкость проникает из пласта в скважину по всей поверхности пробуренного ствола.

Дебит q_c (см³ /с) гидродинамически совершенной скважины, вскрывшей однородный изотропный пласт, при плоскорадиальном притоке однородной несжимаемой жидкости, линейном законе сопротивления и стационарном режиме фильтрации определяют из соотношения

где k - проницаемость продуктивного пласта, мкм²; h - толщина пласта, м; рт - давление на контуре, МПа; р_з - забойное давление, МПа> R - радиус влияния скважины, м; г - радиус скважины, м; b - объемный коэффициент жидкости; -вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа • с.

Скважина, вскрывшая продуктивный пласт на глубину, меньшую, чем его толщина, гидродинамически несовершенна по степени вскрытия.

Скважина, вскрывшая продуктивный пласт полностью, но перекрывшая его перфорированной эксплуатационной колонной или щелевым фильтром, гидродинамически несовершенна по характеру скрытия.

Дебит q - гидродинамически несовершенной по характеру и степени вскрытия скважины в общем виде можно выразить следующим образом:

Коэффициент С характеризует фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины, и определяется формулой где - коэффициенты, характеризующие фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по характеру и степени вскрытия соответственно.

Коэффициенты к можно определить по формулам и диаграммам.

Выражение можно представить в виде, если г с заменить приведенным радиусом скважины : Следовательно, дебит гидродинамически несовершенной скважины равен дебиту гидродинамически совершенной меньшего радиуса, определяемого из соотношения

(1.5)

Очевидно, что если C>0 при дополнительном фильтрационном сопротив­лении на входе из пласта в скважину, то < .

Коэффициент совершенства скважины а представляет собой отношение между реальным дебитом, т.е. дебитом гидродинамически несовер­шенной скважины, и дебитом совершенной скважины в тех же условиях.

Таким образом (1.6) Если < 0,9, получаемый дебит может быть заметно меньше, чем дебит совершенной скважины. Если же суммарная поверхность щелей составляет одну-две десятых от поверхности колонны в интервале пласта или перфорационные каналы достаточно глубокие и не заблокированы, тогда = 0,9-1, т.е. реальный дебит близок к дебиту гидродинамически совершенной скважины.

В низкопроницаемых пластах может быть > 1 за счет создания глубоких перфорационных каналов, например способом пескоструйной перфорации. Тогда реально получаемый дебит скважины будет превышать, дебит гидродинамически совершенной скважины.

Снижение проницаемости пласта в призабойной зоне скважины может происходить по многим причинам, обусловленным бурением, освоением, эксплуатацией или ремонтными работами.

Влияние глинистого раствора многообразно и зависит как от его параметров, так и от характеристик продуктивного пласта.

Во время вскрытия продуктивного пласта может происходить: проникновение глинистых частиц из бурового раствора в проводящие каналы пласта; проникновение в пористую среду воды, фильтруемой из глинистого раствора; попадание в поры пласта твердых частиц из глинистого раствора; формирование глинистой корки на поверхности ствола скважины.

Проникновение бурового раствора в призабойную зону происходит, когда размеры каналов и трещин в пласте значительно превышают размеры твердых частиц, находящихся в растворе во взвешенном состоянии. В таких случаях освоение скважины усложняется, и для получения хорошего притока жидкости к забою скважины необходимо очистить последний от глинистого раствора.

Фильтрация воды из глинистого раствора в пласт происходит, когда размеры поровых каналов намного меньше размеров твердых частиц, диспергированных в растворе, так что поверхность пород ведет себя как фильтр.

Вода фильтруется из глинистого раствора при низком содержании

в нем коллоидных частиц и при попадании в него загрязняющих агентов, которые преобразуют глины на основе натрия в трудно диспергируемые на основе кальция, а также в случае несоответствующего пока­зателя рН (очень высокий или очень низкий).

Фильтрация жидкости через бумажный фильтр описывается соотношением

t/V=mV+n 1.7)где V - суммарный объем фильтрата, см³; t - время фильтрации, с; т - коэффициент, зависящий от характеристик глинистой корки и ус­ловий фильтрации; п - сопротивление фильтра до начала формирования корки, константа.

В начале фильтрации т = 0, тогда

V= t/n (1.8) За короткое время образуется корка с толщиной, достаточной для того, чтобы градиент давления стал одинаковым по всей поверхности корки. Начинается этап фильтрации при постоянном давлении. Для этого этапа значением п можно пренебречь и в случае применения прибора Фана можно записать V₂=t/m (1.9)

Влияние различных параметров на фильтрацию показано в более общем законе:

(1.10) где k - проницаемость корки, м²; S - поверхность корки, м²; р -депрессия, Па; - константа, определяемая гидратацией частиц; -вязкость жидкости, Па • с.

Вода, фильтруемая из глинистого раствора в продуктивный пласт, ухудшает фильтрацию вследствие закупорки поровых каналов породы или набухания и диспергирования глинистых минералов.

Закупорка водой капиллярных каналов, составляющих поровое пространство пласта, возникает в тех случаях, когда порода преимущественно смочена нефтью, а радиус глобул (шариков) воды г превышает радиус капилляра г (изменение диаметра капилляра выражается коэффициентом формы). Для того чтобы капля воды прошла зону сужения капиллярного канала, необходимо создать перепад давления

(1.11) где - поверхностное натяжение на границе раздела вода-нефть; -угол смачивания вода-порода.

При низком пластовом давлении невозможно создать депрессии, обеспечивающие вынос воды из пласта, особенно при небольших радиусах каналов (менее 0,002 см). В подобных случаях очень важно не допускать проникновения воды в продуктивный пласт. Если же это случилось, рекомендуется обработать пласт ПАВами, снижающими поверхностное натяжение на границе раздела вода-нефть, облегчая вынос воды из призабойной зоны скважины.

Набухание и размокание глин в продуктивном пласте представляют собой сложное явление, которое возникает в тех случаях, когда нарушается равновесие между глиной и пластовой водой в результате про­никновения в пласт пресной воды или воды другой минерализации. Это явление снижает проницаемость пласта и продуктивность скважины. Набухание глины выражается в увеличении ее объема вследствие удер­жания воды за счет абсорбции в кристаллической решетке (проникно­вение внутрь частицы) и адсорбции на поверхности глинистых частиц (проникновение между частицами).

Породы-коллекторы содержат обычно от 1 до 10 % глинистых минералов. В плотных сцементированных породах глины обычно являются цементирующим веществом и часто покрывают стенки пор. В несцементированных они рассеяны или встречаются в виде скоплений частиц линзовидной формы, иногда представлены тонкими пластами, переслаивающими продуктивные отложения.

Глины состоят из мелких кристаллических частиц, решетка которых представлена атомами силиция, алюминия, группы ОН, щелочных и ще­лочноземельных металлов. Глинистые минералы характеризуются вы­сокой дисперсностью, малыми размерами частиц, соответственно большой удельной поверхностью, высокой способностью к ионному обмену и гидратации.

В месторождениях углеводородов встречается много разновидностей глинистых минералов.

Наибольшей способностью к гидратации среди глин обладают минералы из группы монтмориллонита. Вода, фильтруемая из буровых растворов, проникает между структурными слоями минерала и может увеличить его объем в 8-10 раз по сравнению с первоначальным.

Раствор хлористого натрия предотвращает гидратацию глин только при высоком содержании NaCl (более 15 %), а при меньшем приводит к набуханию глинистых пород почти такому же, как и пресная вода. Более низкая гидратация глинистых пород происходит при взаимодействии с растворами хлористых кальция СаС1₂ или магния MgCl₂, а самое небольшое набухание - при взаимодействии с раствором хлористого калия КС1.

Одновременно с набуханием при контакте с пресной водой (или с водой, минерализация которой отличается от пластовой) происходит и диспергирование глинистых минералов на одно- или многокристаллические частицы. Дисперсные частицы перемещаются вместе с жидкостью до тех пор, пока не встретятся поры с меньшими размерами, где частицы осаждаются (выпадают), блокируя поровые каналы в продуктивном пласте и создавая так называемый клапанный эффект.

Набухание и размокание глин - практически необратимые процессы, поэтому обработки, проводимые в скважине, могут только частично восстановить проницаемость продуктивного пласта в зоне воздействия.

Существует много способов обработки скважин для устранения блокировки пласта набухшими и размокшими частицами глин, которые основаны на использовании растворов с двухвалентными катионами кальция и магния, с гидрофобными катионами, такими как аминосоединения, растворов ацетона, спиртов или нефтепродуктов с поверхностно-активными веществами или без них, а также растворов, полученных при растворении в пентане тяжелых фракций переработки нефти, богатых смолами и асфальтенами, и т.д.

Эффективность применения первых из перечисленных растворов незначительна, более предпочтительны последние из них. Вместе с тем, ни один из этих растворов не позволяет полностью устранить блокировку.

Очевидно, что наилучшая гидродинамическая связь пласта со скважиной достигается с помощью защитных мероприятий, предотврадающих проникновение в пласт еще на стадии его вскрытия жидкостей, которые приводят к гидратации глины. Для этого во время бурения, спуска обсадных колонн, перфорации и других работ рекомендуется использовать буровые растворы с низкой проникающей способностью и с содержанием солей, которое не нарушает существующее равновесие и предотвращает возможное набухание и размокание глины (эмульсии типа вода в мас­ле, жидкости на основе хлористого калия или хлористого алюминия и др.).

Твердые частицы с размерами меньшими, чем поры пласта, могут проникать в него до тех пор, пока не встретятся поры меньшего диаметра, где они задерживаются, блокируя проходное сечение. Это явление аналогично диспергированию глины в продуктивных породах и миграции ее частиц в пористой среде.

Исследования показали, что в призабойной зоне пласта, загрязненной твердыми частицами глинистого раствора, относительная проницаемость для нефти снижается в 5-6 раз.

Корка, формирующаяся на стенках ствола скважины, состоит из твердых частиц бурового раствора с большими размерами, чем поры продуктивного пласта, и, следовательно, не проникающих в каналы пористой среды. Толщина корки зависит от соотношения размеров частиц глинистого раствора и пор вскрытого пласта, объема фильтруемой воды, содержания твердых частиц в буровом растворе и т.д.

При освоении скважин, особенно в пластах с низким давлением, глинистая корка затрудняет приток нефти и требует специальной обработки забоя для ее удаления.

Выпадение в призабойной зоне пласта посторонних примесей из воды, случайно попадающей в скважину

Во время текущего или капитального ремонтов скважин возникает необходимость введения воды в скважину. Возможность выпадения из нее посторонних примесей и проникновения воды в продуктивный пласт создает те же трудности, о которых говорилось выше в связи с фильтратом бурового раствора (блокирование водой, набухание и размокание глин).

В процессе эксплуатации в скважинах может появиться пластовая вода, из которой в депрессионной зоне выделяется углекислый газ, и, как следствие, часть солей, растворенных в воде, отлагается в порах пласта, уменьшая их проходные сечения. Одновременно с появлением в скважине воды в призабойной зоне пласта может образоваться эмульсия нефть-вода, которая блокирует зону перфорационных отверстий. Диспергированные глинистые частицы, которые мигрируют через поры, увеличивают стабильность эмульсии и еще больше затрудняют ее удаление.

Появление зоны с высокой газонасыщенностью при падении пластового давления. Этот процесс обусловливает существенное снижение относительной (фазовой) проницаемости нефти, а следовательно, и ее дебит. Для борьбы с этим в пласт можно закачать нефть или временно остановить скважину.

Выпадение в призабойной зоне тяжелых углеводородов. Этот процесс происходит во время эксплуатации, особенно на глубинах, где температура не превышает 30-40⁰С. Такие отложения, состоящие из парафина, церезина или других тяжелых углеводородов, могут существенно ухудшать проницаемость пласта, и для ее восстановления требуются периодические обработки.

Операции по закреплению песка или по селективной изоляции вод. Эти работы могут приводить к уменьшению проницаемости призабойной зоны пласта за счет частичной закупорки пор пластическими массами, которые используются при этих операциях, а иногда даже вследствие блокирования водой.

Повышенное фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта вызывает заметное снижение добывных возможностей скважины. Поэтому знание степени гидродинамической сообщаемости пласта с каждой скважиной имеет решающее значение для выбора и проектирования операций по интенсификации скважин и для рациональной разработки месторождений углеводородов.

Когда в результате загрязнения вокруг скважины, соосно с ней, образуется зона 1 радиусом R с пониженной проницаемостью k, первоначальная проницаемость k^ пласта сохраняется лишь в более удаленной зоне 2, ограниченной радиусом контура пласта или зоны влияния скважины r_k, который принимается обычно равным половине расстояния между двумя соседними скважинами (рис. 1.1).

Принимая остальные исходные условия такими же, как при выводе уравнения (1.1) для однородного пласта с проницаемостью k = k₂, с учетом того, что на границе зон 1 и 2 рз <р<рк, можно записать:

(1.2.) В то же время дебит qср скважины, вокруг которой проницаемость изменилась, можно определить из аналогичного соотношения, в которое вводится средняя проницаемость k_ср, учитывающая ее уменьшение до k1 вокруг скважины и сохранение eе первоначального значения k2 в остальной части пласта, и полную депрессию (р_к – р_з ) от контура зоны Дренажа до скважины:

(1.14)

q_ср=q₂=q₁ (1.15)

Если проницаемость по пласту равна первоначальной k^, то дебит скважины определяют следующим образом:

(1.16)

Падение давления от контура до скважины с учетом двух зон мож­но представить в виде

рк- рз = (рк- p) + (p-p3) (1.17)

Подставив значение депрессии из (1.17) в (1.16), (1.12) и (1.13) с учетом (1.15), получим отношение между дебитом скважины с по­ниженной проницаемостью призабойной зоны и дебитом той же скважины при условии сохранения первоначальной проницаемости во всем пласте

(1.18)

которое называется относительной продуктивностью и указывает степень снижения дебита за счет загрязнения призабойной зоны пласта. Используя соотношения (1.14) и (1.16), можно записать

П=qср/q0=kср/k2 (1.19)

Из (1.18) и 1.19) для средней проницаемости получим следующее выражение:

(1.20)

Определение коэффициента продуктивности при исследовании скважины на стационарных режимах фильтрации.

Добывные возможности скважины характеризует4 коэффициент продуктивности а:, показывающий, какой дебит нефти может быть получен при депрессии на пласт в 1 МПа,

К = q_н/ (Р_к -Р₃), см³/(с.МПа). (1.21)

Из (1.21) и (1.1) с учетом того, что для нефтяной скважины q0 = qн записать

и k=k_н

,cм³/(c*МПа) (1.23)

Для сравнения продуктивности скважин, вскрывающих один и тот же различный по толщине пласт, используется удельный коэффициент продуктивности , который представляет собой отношение коэффициента продуктивности к толщине пласта в рассматриваемой скважине:

см³/(c*Мпа) (1.23) Коэффициент продуктивности позволяет при сравнительном анализе выявить скважины, которые требуют интенсификации. Его определение до и после работ по интенсификации на скважине позволяет объективно оценить их эффективность и при необходимости повторить обработку с улучшенными параметрами: большим объемом кислотного раствора, закачиваемого в пласт, с более высокой скоростью нагнетания и т.д. или в другом варианте (например, гидроразрыв с кислотной эмульсией вместо комплексной кислотной обработки и т.д.).

Периодическое определение коэффициента продуктивности скважины дает возможность анализировать его изменение во времени, которое отражает степень выработанности месторождения. Различные изменения коэффициентов продуктивности во времени на скважинах, эксплуати­рующих один и тот же продуктивный объект, обычно обусловлены бло­кировкой призабойных зон скважин.

По известным коэффициентам продуктивности из (1.22) и (1.23) можно определить эффективную проницаемость (мкм2) для нефти

(1.24)

При незагрязненной призабойной зоне пласта с начальной проница­емостью (1.24) получают kн, соответствующую k2 из (1.16). Когда призабойная зона пласта загрязнена и имеет проницаемость k1, меньшую чем начальная проницаемость k2, из (1.24) получают среднюю kср (k1 < kср < k2). В этом случае, если известна проницаемость k2, можно найти относительную продуктивность скважины из (1.19).

Выражение (1.1), положенное в основу приведенных соотношений, выводится исходя из гипотезы стационарной фильтрации жидкости в скважину, предполагающей, что в любой точке пласта на любом расстоянии от забоя скважины давление после стабилизации процесса не изменяется во времени. Это условие практически реализуется в зоне дренажа радиусом Rк скважины, если она достаточно продолжительное время работает с постоянным дебитом.

На основе измерений дебитов скважины при различных депрессиях на пласт в условиях стационарной фильтрации можно построить график зависимости q = f ( р), называемый индикаторной кривой (рис. 1.2).

При стационарной фильтрации однородной жидкости индикаторная линия имеет вид прямой (рис. 1.2, прямая 2), проходящей через начало координат, которая описывается уравнением (1.21). Следовательно, наклон этой прямой и есть коэффициент продуктивности, который в дан­ном случае постоянен. При нестационарной фильтрации индикаторная кривая имеет изгиб в сторону оси дебитов (кривая 1). Если пластовое давление ниже давления насыщения, то происходит фильтрация неод­нородной жидкости и индикаторная кривая изгибается в сторону оси перепадов давления (кривая 3).

5.3.3.Содержание самостоятельной работы

Программой самостоятельной работы предусматривается:

Текущая и опережающая СРС, направленная на углубление и закрепление знаний, а также развитие практических умений заключается в:

• работе бакалавров с лекционным материалом, поиск и анализ литературы и электронных источников информации по заданной проблеме,

• выполнении домашних заданий,

• изучении тем, вынесенных на самостоятельную проработку,

• изучении теоретического материала, методических указаний и рекомендаций к практическим занятиям.

• изучении теоретического материала, оформление и презентация курсовой работы (анализ научных публикаций по теме курсовой работы, переводе материалов из тематических информационных ресурсов с иностранных языков, выполнение необходимых расчетно- графических работ).

• подготовке к экзамену.

Текущая самостоятельная работа студента направлена на углубление и закрепление знаний студента, развитие практических умений:

• поиск, анализ, структурирование и презентация информации,

• выполнение расчетных работ;

• исследовательская работа и участие в научных студенческих конференциях, семинарах и олимпиадах;

• анализ научных публикаций по заранее определенной преподавателем теме.

Отчётные материалы по практическим занятиям выполняются в виде тестового контроля.

Поощряется компьютерное моделирование технологического процесса и дополнительное представление отчёта в системе мультимедиа (программа Microsoft Office Power Point).

График представления тестов по практическим занятиям предполагает его представление и защиту на следующей неделе после изложения данного раздела курса и проведения практических занятий. При проведении лекционных занятий в начале учебного часа преподаватель проверяет опросом студентов усвоение теоретического материала прошедшей практических занятий. По любой теме самостоятельной работы студенты должны быть готовы сделать доклад или сообщение на лекционных занятиях.

Оценка результатов самостоятельной работы организуется как единство двух форм: самоконтроль и контроль со стороны преподавателей.

Учебно-методическое обеспечение самостоятельной работы студентов

Образовательные ресурсы, рекомендуемые для использования при самостоятельной работе студентов, в том числе Internet- и Intranet-ресурсы (электронные учебники, компьютерные модели и др.), учебные и методические пособия:

- рабочая программа дисциплины;

- компьютеризированные учебные пособия по лекционному материалу;

- компьютеризированный демонстрационный материал для проведения лекционных занятий, выполненных в программе PowerPoint.

- лекционная аудитория с мультимедийным оборудованием, компьютерный класс для проведения практических работ.

5.3.4. Содержание курсового проекта:

Задание на курсовой проект.

Перечень тем курсовых проектов:

1. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения.

2. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах.

3. Модели пласта и процессов вытеснения нефти.

4. Моделирование процессов разработки.

5. Влияние компонентов уравнения Дарси на дебит.

6. Гидродинамическое несовершенство скважин.

7. Технология и показатели разработки.

8. Многофазный поток: метод Вогеля.

9. Приемистость нагнетательных скважин и их оценка.

10. Системы разработки.

11. Проницаемость.

12. Подсчет запасов- КИН.

13. Компенсация.

14. Режимы работы нефтеносного пласта (режим растворенного газа, режим газовой шапки, естественный режим, комбинированный режим, гравитационный режим,

15. Режимы работы газоносного пласта.

16. Свойства газа, свойства нелетучей нефти, свойства пластовой воды.

17. Капиллярное давление.

18. Физические свойства коллекторов.

19. Техника и технология кислотных обработок скважин.

20. Методы изучения геологической неоднородности.

21. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами.

22. Расчет изменения температуры в продуктивном пласте при закачке теплоносителей.

23. Комплексное использование тепловых и вибросейсмических методов для увеличения нефтеотдачи.

24. Тепловые методы воздействия на пласт. Расчет распределения температуры по стволу скважины.

25. Методы совершенствования заводнения.

26. Полимерное заводнение.

27. Применение вязкоупругих и гелеобразующих составов для изменения фильтрационных потоков.

28. Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения.

29. Схема вытеснения из пласта нефти водой и газом.

30. Классификация изоляционных работ (РИР) и методов изоляции.

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

ЧТО ПРОИСХОДИТ, КОГДА МЫ ССОРИМСЯ Не понимая различий, существующих между мужчинами и женщинами, очень легко довести дело до ссоры...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычис­лить, когда этот...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: