ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


ВИЗНАЧЕННЯ ГРАДІЄНТА ТИСКУ ГІДРОРОЗРИВУ ПЛАСТА

Для проектування раціональної конструкції свердловини, яка забезпечить її проведення без ускладнень до проектної глибини, слід мати достовірні дані щодо порових тисків у відкладах і тиску гідророзриву. Ці дані треба також враховувати у виборі густини промивальної рідини для оптимального розкриття продуктивного пласта.

Відомо, що градієнти тиску розриву пласта пов'язані з поровим (пла­стовим) тиском, літологічним складом, віком порід і глибиною залягання пласта, а також напруженим станом гірських порід. Градієнт тиску розри­ву — це різниця між тиском бурового розчину в свердловині і тиском у конкретному пласті, що розкривається.

Наприклад, практика буріння свердловин у Передкарпатському про­гині показує, що визначення нижньої межі густини бурового розчину, виходячи з умов попередження ускладнень, є потрібним, але недостатнім для їх попередження. В умовах буріння сильно розущільнених глин, у яких


 


 


ня градієнта тиску розриву пласта, що еквівалентно верхній межі густини бурового розчину при бурінні в певному інтервалі. Достовірність результа­тів досліджень підтверджена результатами аналізу ускладнень, пов'язаних з поглинанням бурового розчину, які виникають найчастіше при розбурю-ванні пішано-глинистих порід на родовищах Прикарпаття.

10.3. ВИПРОБУВАННЯ ПРОДУКТИВНИХ ПЛАСТІВ

У присвердловинній зоні продуктивного пласта можуть бу­ти складні та різноманітні явища, зумовлені контактом бурового і цемент­ного розчину або їх фільтратів з нафтою (газом) і скелетом породи-колек-тору. Ці процеси можуть сильно впливати на ступінь забруднення продук­тивного пласта, на витіснення нафти або газу буровим (цементним) розчи­ном або його фільтратом, на приплив нафти або газу до вибою свердлови­ни. Знання цих явищ і визначальних факторів так само, як знання і враху­вання закономірностей проявів гірського тиску і можливих негативних на­слідків цих процесів для колекторних властивостей порід, необхідні для використання оптимальної технології закінчення свердловин.

Важливими характеристиками поверхонь поділів різних мобільних і твер­дих систем у відкладах, до яких також належать поверхні колекторів нафт і газів, є поверхневий натяг і змочування на межі поділу фаз, адсорбційна властивість порід-колекторів.

Порода-колектор характеризується наявністю широко розвинутої сис­теми поверхонь поділу між частинками дисперсної фази (мінеральними частинками скелета) і дисперсним середовищем (рідкий компонент).

Мірою поверхні поділу є величина, яку називають питомою поверхнею. Питома поверхня породи-колектору чисельно дорівнює сумі поверхонь усіх порових каналів, які знаходяться в одиниці маси або об'єму породи. Вона залежить від тих самих властивостей породи, що і пористість, тобто від форми і розмірів мінеральних частинок та їх взаємного розміщення. По­верхня поділу фаз є джерелом поверхонь енергії.

Поверхнева енергія тим вища, чим більша сума поверхонь поділу між фазовими складовими системи, тобто чим більший ступінь подрібнення речовини і менший розмір частинок, що складають колектор.

Будь-яка система намагається зменшити свою вільну поверхневу енер­гію зниженням сумарної поверхні або поверхневого натягу (питомої енер­гії поверхні), що приводить до самовільного процесу агрегування, змо-


чування, гідратації, набухання і розчинення твердих мінеральних час­тинок.

Питома поверхня колекторів нафти і газу — десятки тисяч квадратних метрів, а глинистих порід — сотні тисяч квадратних метрів.

Залежність поверхневого натягу від температури і тиску на межі поділу фаз нафта—газ, нафта—вода, вода—газ визначається багатьма факторами, і тому її потрібно досліджувати у кожному конкретному випадку. Поверхне­вий натяг на поверхні поділу двох рідин, як завжди, значно менший, ніж на поверхні поділу між рідиною і газом. Поверхневий натяг істотно впли­ває на властивості поверхні, зокрема на її змочуваність.

Якщо молекули рідини взаємодіють з молекулами твердого тіла силь­ніше, ніж між собою, то рідина розтікатиметься по поверхні, тобто змочу­ватиме його.

Дослідження, проведені в ІФНТУНГ М.І Чорним, підтверджують тео­ретичні висновки О.М. Снарського (див. підрозд. 9.1), а саме: якщо моле­кули рідини взаємодіють одна з одною значно сильніше, ніж з молекулами твердого тіла, розтікання не буде. За величиною краєвого кута Є можна ро­бити висновки щодо змочувальної здатності рідини: чим ліпше рідина змо­чує поверхню, тим менший кут Є. На рис. 9.4 показано різні випадки змо­чування твердого тіла.

Більшість мінералів, в тому числі й ті, що складають пласти-колекто-ри, за своєю природою гідрофільні, але ступінь гідрофільності породи мо­же змінюватись. Гідрофільні за природою нафтоутримувальні породи часто погано змочуються водою в результаті адсорбції на їх поверхні рідких вуг­леводнів нафти. Ступінь гідрофільності породи значно впливає на кількість фільтрату, який надійшов у продуктивний пласт.

З процесами змочування і утворення плівки води навкруги мінераль­них частинок пов'язані також процеси набухання, які полягають у тому, що в дисперсну фазу проникає дисперсне середовище з подальшим збіль­шенням об'єму в цілому.

Природа набухання дисперсних речовин недостатньо вивчена; до цьо­го часу немає теорії, яка пояснює закономірність набухання.

В основі явища набухання лежить дія адсорбційних, осмотичних і капілярних сил, що визначають напруження, з яким вода утримується в структурній системі.

Процес набухання має осмотичний характер. Причиною, яка зумовлює набухання, є різниця концентрації солей в поровому розчині і у воді, що оточує породу. Якщо концентрація зовнішнього розчину менша за концен­трацію розчину, який знаходиться в порах породи, то відбувається набу­хання породи (воно тим більше, чим більша концентрація цих розчинів). Якщо концентрація зовнішнього розчину більша за концентрацію порового розчину, то набухання може не бути; у цьому випадку може спостерігатись стискання породи, подібне до того, яке спостерігається під час висихання.

Порода-колектор, як і будь-яке пористе тіло, під час пропускання че­рез неї різних рідин або газових сумішей частково затримує (поглинає) ре­човини, що містяться в них. Процес поглинання має складну природу і, звичайно, складається із декількох процесів, в результаті яких можуть змі-


нюватися склад і властивості колектору. Властивості породи-колектору по­глинати із фільтруючих розчинів або газових сумішей речовини, які в них містяться, називають поглинальною, або адсорбційною, властивістю.

Зміну складу цього компонента в поверхневому шарі породи по­рівняно з його вмістом у серединних шарах порід називають адсорбцією. Адсорбційні властивості порід-колекторів можна поділити на п'ять видів: механічну, фізичну, хімічну, біологічну і фізико-хімічну обмінну.

Механічна поглинальна властивість — це властивість пористого тіла за­тримувати частинки, збовтані у фільтрівній суспензії. Фізична поглинальна властивість — властивість пористого тіла поглинати із водневих розчинів або суспензій деякі речовини внаслідок молекулярної взаємодії між час­тинками поглинальної речовини і пористого тіла. У процесі фізичного по­глинання можуть адсорбуватись молекули як розчиненої речовини, так і розчинника.

Утворення адсорбційних шарів на поверхні твердого тіла знижує його поверхневий натяг і одночасно спричинює зменшення твердості цієї по­верхні — ефект Ребіндера.

Зменшення твердості частинок породи внаслідок адсорбції ними ак­тивних речовин приводить до швидкого їх роздрібнення і збільшення дис­персності. Продукти дроблення можуть бути причиною закупорення поро-вих каналів і, як правило, зниження проникності колектору.

У тріщини і порові канали за достатніх їх розмірів може проникати бу­ровий розчин або фільтрат з частинками колоїдного розміру. їх поверхнева енергія різко зменшується в умовах адсорбції і коагуляції вмісних колоїдних частинок. У результаті коагуляції можуть утворитися складні важкорозчинні та вимивні комплекси, які складаються з двох і більше речовин.

З механічною і фізичною поглинальною властивістю пов'язане таке негативне явище, як кольматація породи-колектору. Як відомо, під проце­сом кольматації розуміють заповнення пустот пористого тіла дрібнішими частинками, які надходять з рідиною, внаслідок чого зменшується фаці-альна властивість пористого тіла. Процеси кольматації можуть відбуватись і під час розкриття продуктивного пласта. Глинистим розчином можуть бути закольматовані піщані, субпіщані і карбонатні продуктивні пласти.

Кольматація породи-колектору під дією глинистого розчину являє со­бою сукупність фізичного і механічного поглинання глинистих частинок, яке виражається в адсорбційній взаємодії цих частинок зі скелетом породи в результаті коагуляції та структуроутворення самих глинистих частинок у порах породи. Ефективність кольматації — глибина закольматованого шару і зменшення коефіцієнта фільтрації — залежить від фільтраційних власти­востей породи-колектору, а також мінерального складу і розмірів частинок глин-кольматантів, з яких приготовано буровий розчин. Частинки глин-кольматантів характеризують їх дисперсність та адсорбційну властивість і, відповідно, властивість глинистих частинок проникати в товщину породи і поглинатися породою.

Збільшення дисперсності глин сприяє проникненню частинок глини­стого матеріалу на велику глибину в породі; підвищення їх адсорбційної властивості приводить до великого зниження коефіцієнта фільтрації.


Фільтрація нафти в цьому випадку може проходити по великих порових каналах і тріщинах. Утім такий погляд не можна вважати однозначним. Одержання термодинамічно стійких емульсій є складним завданням. Для цього щонайменше потрібно мати емульгатор, який забезпечить інтенсивне перемішування складу рідин.

Асфальтово-смолисті речовини, які присутні в нафті, за достатньої ін­тенсивності перемішування можуть сприяти утворенню стійких водонафто-вих емульсій. У привибійній зоні турбулентний режим течії, за якого відбу­вається інтенсивне перемішування рідин, створюється лише у великих трі­щинах і каналах, де можуть утворюватися стійкі емульсії в процесі осво­єння свердловини. Утворення водонафтових емульсій і в малопроникних ділянках продуктивного пласта малоймовірне. Проте під час розкриття продуктивних пластів буровий розчин слід обробляти ПАР, які б поперед­жували можливе утворення емульсій і сприяли їх руйнуванню.

ЗАСТОСУВАННЯ ПАР

У разі проникнення водного фільтрату промивальної ріди­ни в нафтонасичений пласт у порових каналах виникає капілярний тиск, який сприяє просуванню фільтрату вглиб породи і заважає фільтрації наф­ти до свердловини. Капілярний тиск і, відповідно, ефект Жамена (див. під-розд. 9.1) можна зменшити, якщо знайти речовини для значного зниження поверхневого натягу на межі поділу фільтрат—вуглеводневе середовище, збільшення ефективного радіуса порових каналів скороченням товщини адсорбційних оболонок і плівок на поверхні породи, гідрофобізації цієї по­верхні з таким розрахунком, щоб довести крайовий кут змочування до ну­ля. Таким засобом є застосування ПАР.

ПАР, які вводять у промивальну рідину для розкриття продуктивного пласта, мають задовольняти таким вимогам:

• за малої концентрації значно зменшувати поверхневий натяг на межі
поділу вода—вуглеводневе середовище;

• поліпшувати змочуваність породи нафтою в присутності водного фільт­
рату промивальної рідини;

• не утворювати нерозчинного осаду у разі контакту з пластовими во­
дами, а також солями та гірськими породами;

• не допускати диспергування і набухання глинистих частин, які є в
пласті, за наявності водного фільтрату;

• найменшою мірою адсорбуватися на поверхні породи, тому що при
адсорбції в значній кількості різко збільшуються витрачання ПАР і вартість
обробки;

• не допускати утворення емульсії в пористому середовищі;

• перешкоджати утворенню на межі поділу фаз адсорбційних шарів ге-
леподібної структури, оскільки такі шари створюють великий гідравлічний
опір фільтрації пластової рідини у свердловині.

Для обробки промивальної рідини перед розкриттям продуктивного пласта можуть бути використані як водо-, так і нафторозчинні ПАР. Водо­розчинні ПАР, які сильно знижують поверхневий натяг і крайовий кут


змочування, сприяють збільшенню відносної проникності середовища для нафти, води і загальної проникності для них.

Нафторозчинні ПАР сильно знижують відносну проникність порис­того середовища для води, зумовлюють зменшення водонасиченості по­роди, товщини гідратних оболонок, гідрофобізують поверхню порових ка­налів.

За останні 15—20 років різні ПАР досить широко використовують для обробки промивальних рідин при розкритті продуктивних пластів. Застосо­вують як неіоногенні (дисольвен), так і іоногенні ПАР: аніонні (сульфанол, ізолят, сульфонатрієві солі СНС) і катіонні (катапін). У багатьох випадках одержано великий ефект від їх використання, збільшились дебіти, скоро­тився час освоєння свердловин.

Найбільше придатні для обробки промивальних рідин на водній осно­ві неіоногенні ПАР, тому що вони, по-перше, мало адсорбуються на по­верхні гірських порід (тому ефекту можна досягнути у разі використання невеликої кількості ПАР); по-друге, значно знижують поверхневий натяг на межі вода—нафта за малої концентрації. Такі компоненти цієї групи, як оксиетильовані феноли, повністю розчинні в прісній і мінералізованій воді, а оксиетильовані спирти — в прісній. Деякі із спиртів повністю роз­чиняються також у пластових водах. Уже за концентрації 0,25 % поверх­невий натяг на межі водний розчин ПАР — нафта знижується в середньо­му в 5 разів. Неіоногенні ПАР зберігають високу поверхневу активність у мінералізованих середовищах; вони є також високоефективними деемуль­гаторами.

Аніонні ПАР — "Новина", "Прогрес", сульфонат, сульфонол та ін., повністю розчиняються лише в прісній воді, практично не розчинні в гасі і дають осади в пластових водах.

Катіонні ПАР — аркводи, катамін А, катапін А, повністю розчиняють­ся у прісній та пластовій водах.

Іоногенні ПАР адсорбуються на поверхні гірських порід істотніше, ніж неіоногенні. Тому витрачання таких ПАР на обробку для одержання ефек­ту із зниженням поверхневого натягу на межі поділу вода—нафта в умовах пристовбурної зони продуктивного пласта набагато вищі, ніж неіоноген-них. Це — важливий фактор, якщо враховувати, що вартість ПАР досить висока.

На родовищах Дніпровсько-Донецької западини під час розкриття продуктивних пластів з промиванням водою, обробкою неіоногенним ПАР середня продуктивність у початковий період експлуатації виросла більше як удвічі, а при обробці аніокриловими ПАР, наприклад сульфанолом, зменшилась більше ніж на 40 % порівняно з середньою продуктивністю при промивці глинистим розчином. Такий характер впливу ПАР на ефек­тивність розкриття пласта, очевидно, пояснюється тим, що вони повністю розчиняються у мінералізованій пластовій воді, не утворюють нерозчинних осадів під час взаємодії з солями пластової води і практично повністю зберігають у цих умовах поверхневу активність.

Аніонний сульфанол у разі контакту, наприклад, з мінералізованою пластовою водою вуглеводненосного горизонту значною мірою втрачає по-


верхневу активність (зі збільшенням концентрації цієї води на контакті з розчином ПАР поверхневий натяг зростає) і утворює осади, які частково закупорюють порові канали і зменшують проникність пласта.

Із наведеного не слід робити висновок, що сульфанол та інші іоноген-ні ПАР не придатні для обробки промивальних рідин з метою поліпшення якості розкриття продуктивних пластів. Позитивні результати одержані при використанні аніонного сульфанолу, катіонного алкамону ОС-2 та інших іоногенних ПАР в інших геологічних районах (наприклад, в Азербайджані, Росії (Татарстан) та ін.). За відсутності неіоногенних ПАР у багатьох ви­падках можна використовувати іоногенні ПАР, але конкретний вид ПАР і рецептуру обробки завжди треба вибирати з урахуванням ступеня мінералі­зації (та сольового складу) пластової води і водної основи промивальної рідини, температури в пласті, що розкривається, ступеня адсорбції ПАР на поверхні гірської породи. Концентрація ПАР у фільтраті після адсорбції його частини на поверхні породи має бути достатньою для ефективного зниження поверхневого натягу на межі поділу вода — вуглеводневе середо­вище.

Експлуатація свердловин Свідницького родовища в Передкарпатсько-му прогині супроводжується запливанням вибою і насосно-компресорних труб в'язкою піщано-глинистою сумішшю, що є наслідком руйнування привибійної зони газоносних горизонтів і призводить до постійного зни­ження продуктивності та періодичних ремонтів свердловин.

Причиною руйнування привибійних зон газоносних пластів є набухан­ня глинистої речовини цементу колекторів, головний компонент якого — високонабухаючий монтморилоніт. Набухання глинистої речовини, спри­чинене надходженням води у привибійну зону газоносного пласта, зумов­лює зниження його фільтраційних властивостей (проникності) внаслідок зменшення розмірів пор і з'єднувальних каналів, зростання ролі капіляр­них сил, водної "блокади" субкапілярних пор тощо, а також зменшення міцності цементу колектору.

На основі проведених лабораторних досліджень було рекомендовано проводити обробку привибійних зон газоносних горизонтів у свердловинах Свідницького родовища 5%-ми розчинами поліетиленполіефіру (ПЕПА) у комбінації з 10%-м розчином їдкого калію (КОН) або 5%-м розчином СаС12, які максимально зменшують гідратацію глинистої речовини колек­торів. Як показали дослідження, глиниста речовина при взаємодії з цими хімічними реагентами стає менш гідрофільною і міцнішою.

При виборі рецептури і об'ємів закачки робочого розчину для обробки рекомендується дотримуватися таких вимог:

• об'єм робочого розчину (суміш 5%-го розчину ПЕПА і 10%-го роз­
чину КОН — 0,5 м3 на 1 м погонної довжини перфорованого інтервалу за
співвідношення компонентів у суміші 1:1;

• загальну кількість робочого розчину для обробки розраховувати за­
лежно від ефективної (або перфорованої) товщини відкритої пористості та
потрібної глибини (радіуса) обробки зони пласта;

• об'єм буферного метанолу вибирати за співвідношенням 0,5:1 від
об'єму робочого розчину;


• для обробки у проміжку між метанольним буфером і робочим розчи­ном необхідно створювати буфер із газоподібного азоту з розрахунку 0,5 м3 рідкого азоту на 10 м3 робочого розчину, а також проводити аерацію робо­чого розчину газоподібним азотом за ступеня аерації 1:40.

Слід пам'ятати, що пластові тиски у газоносних горизонтах Свідниць-кого родовища внаслідок тривалої розробки значно знизились, тому для успішного освоєння свердловин і найповнішого очищення привибійної зони від відреагованого робочого розчину у процесі обробки потрібно вво­дити у пласт додаткову енергію (буферний об'єм стисненого азоту), здійсню­вати аерацію буферного метанолу і робочого розчину газоподібним азотом (або сумішшю азоту і повітря). Для аерації метанолу і робочого розчину можна також застосовувати твердий СО2 ("сухий лід"). Для аерації азотом використовують азотну установку АГУ-8к, для аерації сумішшю повітря і азоту до нагнітальної лінії — паралельне підключення азотної установки і компресора.

© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти