«Методика выбора бурового раствора для вскрытия газового коллектора с аномально низкой начальной водонасыщенностью.» по дисципли. Рай С.П. Реферат 2. Методика выбора бурового раствора для вскрытия газового коллектора с аномально низкой начальной водонасыщенностью
 Скачать 39.76 Kb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина» (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина) Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин Реферат на тему: «Методика выбора бурового раствора для вскрытия газового коллектора с аномально низкой начальной водонасыщенностью.» по дисциплине: «Заканчивание скважин» Выполнил: Студент группы РБ-15-02 Рай С.П. Проверил(а): Подгорнов В.М. Москва 2019 Содержание Введение……………………………………………………………………...……3 1. Анализ начальной низкой водонасыщенности в газовом пласте- коллекторе…………………………………………………………….…………..4 2. Выбор бурового раствора………………………………….…………..….…5 Вывод………………………………………………………………………….….15 Список литературы………………………………………..……………………..16 Введение Известно, что насыщенность связанной водой определяется капиллярными механизмами и зависит от морфологии коллектора, распределения по размеру пор и пор-горлышек, смачиваемости коллектора и шероховатости внутренней поверхности коллектора. Начальная насыщенность пласта контролируется различными факторами, такими как геология залежи, история формирования залежи, температура, смачиваемость коллектора и распределение пор по размеру, а также расположение данного пласта над водогазовым контактом. Позтому значения начальной водонасыщенности пласта и водонасыщенности связанной водой не всегда совпадают. Различия в значениях этих величин могут быть вызваны несколькими факторами. Одно из них - испарение воды в процессе формирования и переформирования залежи за счет изменения температуры и фильтрации значительных объемов газа через водонасыщенные зоны залежи. Существенную роль в изменении насыщенности коллектора может сыграть изменение геометрии порового пространства коллектора за счет диагенеза и изменения горного давления. К факторам, снижающим водонасыщенность пласта в ходе формирования залежи, следует отнести также адсорбцию молекул воды в глинистых включениях пласта и гистерезис насыщенности связанной водой в ходе многократной пропитки и дренажа коллектора при формировании залежи. . 1. Анализ начальной низкой водонасыщенности в газовом пласте коллекторе Низкая начальная водонасыщенность породы может быть вызвана ее расположением значительно выше контакта со свободной водой или, возможно, смешанным характером смачиваемости глин. Следовательно, карбонатные коллекторы проявляют потенциальную способность к самопроизвольному впитыванию воды. При значениях водонасыщения ниже водоудерживающей способности пористой среды подвижность воды практически равна нулю. При этом создаются условия, при которых возникает возможность защемления фаз водными буровыми растворами. В результате увеличения водонасыщенности в прискважинной зоне эффективная проницаемость для газа легко может снизится на 80-90 % Анализ результатов индукционного каротажа выявил множество случаев заметного разделения кривых, полученных при использовании коротких и длинных зондов, что свидетельствует о внедрении и удержании флюидов вблизи ствола скважины. Анализ, проведенный ученными ,показал, что проницаемость для газа резко снижается из-за проявления противоточных эффектов при воздействии воды на породу у забоя добывающей скважины. Это происходит даже тогда, когда забойное давление ниже пластового; на газ действует перепад давлений, равный 0,7 МПа. Отсюда следует, что водонасыщенность ниже нормального уровня в сочетании со смешанной смачиваемостью цементирующих глинистых минералов создают условия для сильного капиллярного впитывания, градиент которого может способствовать значительному снижению проницаемости во времени. Кроме того, глинистая примесь коллекторов многих месторождений Западной Сибири имеет, главным образом, гидрослюдистый и крустификационно-хлоритовый состав. Крустификаты (чешуйки) хлорита расположены большей частью перпендикулярно поверхности обломочных зерен. Между чешуйками хлорита формируется множество субкапиллярных микропор, способных удерживать рыхлосвязанную воду. Толщина каемок крустификационного хлорита, насыщенных водой, достигает 0,02-0,04 мм (примерно 1/10 часть диаметра межзерновых пор), что отрицательно сказывается как на фазовой проницаемости, так и на фильтрационно-емкостных свойствах в целом. Учитывая изложенное, следует, что удаление крустификационного хлорита, а также стабилизация или, по крайней мере, предотвращение набухания глинистых минералов в призабойной зоне скважин должно привести к ликвидации значительной части рыхлосвязанной воды из микропор и предотвращению возможного последующего ее появления и удержания в обработанной зоне. Это позволит значительно повысить эффективность разработки месторождений жидких и газообразных полезных ископаемых. 2.Выбор бурового раствора Качество строительства скважин, в тч и качество вскрытия продуктивного пласта, во многом зависит от применяемого бурового раствора, поскольку буровой раствор - 1я технологическая жидкость, вступающая во взаимодействие с вновь вскрываемой породой. В процессе бурения на репрессии с промывкой любым типом бурового раствора в околоскважинной зоне формируется зона кольматации и зона проникновения фильтрата, физико-химический состав и глубина которых определяют как устойчивость приствольной зоны, так и снижение гидропроводности и фазовой проницаемости продуктивного пласта. На основе анализа фундаментальных исследований в области химии и биохимии углеводов, обобщения практики бурения скважин в качестве полимерных реагентов для регулирования фильтрационных и реологических свойств безглинистых и малоглинистых буровых растворов используются полисахариды. Основной причиной выбора полисахаридов является их способность к химической и биологической деструкции, за счет чего обеспечивается возможность разрушения и удаления кольматационного слоя, образующегося в процессе бурения, и практически полное восстановление коллекторских свойств пласта. Полимер-эмульсионный буровой раствор (ПМГ) для бурения надпродуктивного интервала В качестве основного средства промывки скважины при бурении надпродуктивного интервала наиболее эффективно применение бурового раствора со свойствами, обеспечивающими устойчивость глинистых отложений, снижение проницаемости водоносных пластов, качественную очистку ствола скважины. Входящие в состав раствора полимерные и ингибирующие реагенты придают раствору необходимые свойства. Реагент-гидрофобизатор Синтал выполняет роль стабилизатора неустойчивых отложений, кольматирующей, гидрофобизирующей и смазывающей добавки. Дополнительная кольматация водоносных пластов и упрочнение стенок скважины достигается водорастворимыми силикатами (силикаты натрия, калия или их смеси). Применение полианионной целлюлозы в сочетании с Синтал и силикатами обеспечивает буровому раствору необходимые реологические характеристики. С использованием гидравлических программ (программа Landmark) рассчитываются оптимальные показатели реологических свойств раствора для бурения наклонных, пологих и горизонтальных участков стволов скважин. Компонентный состав для конкретного месторождения уточняется по результатам анализа геолого-технической документации и проведения дополнительных исследований кернового материала или шлама. Выбор комплекса ингибиторов проводится по стандартам АНИ и отечественным методикам. Буровой раствор характеризуется низкими значениями показателя фильтрации (Ф = 2,0-8,0 см3 по АРI), регулируемыми в широком диапазоне реологическими показателями (η=10-40 мПа*с; τ0=25-180,0 дПа ), низким коэффициентом трения (Ктр = 0,07-0,1 по API). Положительно то, что этот раствор легко модифицируется в буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта путем дополнительного ввода крахмала, карбоната кальция и биополимера. Буровые растворы на основе полисахаридов для вскрытия продуктивного пласта Выбор оптимальной рецептуры бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта рассматривается как ключевой момент сохранения коллекторских свойств пласта. В лаборатории разработано несколько типов безглинистых систем на основе полисахаридов (ББР), которые предназначены для вскрытия продуктивных пластов. Методически выбор компонентного состава бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта обосновывается по результатам оценки его влияния на изменение проницаемости пористой среды и по коэффициенту восстановления проницаемости образцов керна после фильтрации бурового раствора при реальных перепадах давлений, возникающих при первичном вскрытии. Для предотвращения глубокого проникновения дисперсной фазы и дисперсионной среды бурового раствора в пласт предусматривается ввод кислоторастворимого кольматанта, фракционный состав которого выбирается по результатам исследования кернового материала конкретного месторождения. Применение полимерных реагентов из класса полисахаридов и правильный подбор фракционного состава кольматанта обеспечивает быстрое формирование в призабойной зоне пласта незначительной по глубине и низкопроницаемой зоны кольматации, которая предупреждает глубокое проникновение бурового раствора и его фильтрата в пласт в период первичного вскрытия, но легко разрушается в период освоения. Зона кольматации, сформированная ББР на основе полисахаридов, может быть легко разрушена в процессе освоения при использовании специальных деструктурирующих реагентов, например, комплексного реагента КДС, который предлагается в качестве основы перфорационной среды. В зависимости от геолого-технических условий, конструкции скважины разработано несколько вариантов ББР. БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ББР-СКП Безглинистый буровой раствор на основе полисахаридов (крахмал, ПАЦ, биополимер), ПАВ и ингибирующих добавок имеет низкие значения показателя фильтрации (при DР= 0,7 МПа Ф=2,0-6,0 см3), технологически необходимые для проводки горизонтальных скважин и скважин с большим углом наклона структурно-реологические характеристики (h=12-25 мПа*с; t0=5-150 дПа, Gel10c/10мин = 3,5-12/5-24 lb/100 ft2; СНС1/10= 0,5-1,5/ 0,5-2,5 Па); оптимальные псевдопластичные свойства (коэффициент «n» =0,36-0,48) и низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции «К»=0,31-1,15); при этом буровые растворы имеют низкие значения коэффициента трения (Ктр = 0,05 - 0,15), фильтрат бурового раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью ( 0,75-0,95 мН/м). Присутствие ингибиторов набухания и диспергирования глин (КС1, силикаты и др.) обеспечивает устойчивость глинистых отложений и предупреждает набухание глины в коллекторе пласта. ББР-СКП стабилен при любой минерализации, фильтрационная корка устойчива к воздействию тампонажного раствора. Дополнительное физико-химическое модифицирование фильтрационной корки ББР в процессе подготовки ствола скважины к цементированию обеспечивает плотный контакт цементного камня с породой. БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР РЕОГЕЛЬ Для бурения пологих и горизонтальных участков ствола скважины разработана оригинальная рецептура безглинистого бурового раствора на основе отечественных полисахаридных реагентов и комплексообразователя - система РЕОГЕЛЬ, проявляющая при определенном сочетании реагентов вязко-упругие свойства, что обеспечивает раствору необходимую выносную и удерживающую способность. Уникальные структурно-реологические и низкие фильтрационные свойства раствора обеспечивают минимальное проникновение его в пласт, одновременно раствор характеризуется высокими капсулирующими свойствами, обеспечивая незначительную смачиваемость выбуренной породы, тем самым препятствуя диспергированию шлама, но обеспечивая полное осаждение шлама при низкой скорости течения (в отстойниках, желобах и приемных емкостях буровых насосов). Буровой раствор не создает в проницаемых пластах на стенке скважины толстой фильтрационной корки и способствует высокой степени замещения бурового раствора тампонажным. Входящий в состав бурового раствора антиоксидант предотвращает ферментативное разложение полисахаридов. Эффективность этого раствора с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта не ниже, чем у известных систем буровых растворов с биополимером и мраморной крошкой, но стоимость раствора значительно ниже за счет использования только отечественных реагентов. ПОЛИМЕР-ЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ЭМУЛГЕЛЬ Для строительства скважин в сложных гидрогеологических и технико-технологических условиях (например, при бурении через кыновские аргиллиты, глауконитовые глины) при необходимости решения основной проблемы сохранения устойчивости ствола скважины в интервалах залегания неустойчивых глинистых отложений при больших зенитных углах и обеспечения выноса шлама из сильно искривленного участка ствола скважины разработан полимер-эмульсионный буровой раствор ЭМУЛГЕЛЬ. Исследования показали, что наибольший эффект по сохранению стабильности сланцев достигается в углеводородсодержащих средах в присутствии ингибирующих добавок (KCl, силикаты, CaCl2). Разработан комплексный реагент на основе ОЭЦ и продукта модификации жировых гудронов на основе минерального сырья, позволяющий обеспечить необходимые фильтрационные и реологические показатели высокоминерализованного бурового раствора плотностью кг/м3. За счет повышенного содержания углеводородсодержащей составляющей раствор обладает усиленными ингибирующими свойствами и оптимальными структурно-реологическими показателями, необходимыми для качественной очистки забоя при больших зенитных углах. Полученная прямая эмульсия типа «масло в воде» обладает положительными свойствами растворов на нефтяной основе, но при этом исключаются такие негативные свойства РНО, как экологическая и пожарная опасность. В состав раствора входят полисахаридные реагенты - регуляторы реологических и фильтрационных свойств, ингибиторы набухания и диспергирования глин, эмульгатор, углеводородная среда, при необходимости - кислоторастворимый кольматант. Этот раствор может быть использован и для бурения горизонтального участка при вскрытии продуктивного пласта, т. к. по своим физико-химическим и технологическим показателям отвечает требованиям для качественного вскрытия продуктивного пласта. УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ Для ведения работ в условиях АВПД традиционно используют глинистые буровые растворы, содержащие в качестве добавок баритовый, железистый и другие утяжелители. Эти системы отличают относительно невысокая стоимость, широкий спектр обрабатывающих реагентов и большой опыт применения. Однако использование таких растворов приводит к необратимой кольматации продуктивных пластов (особенно низкопроницаемых, трещиноватых и трещино-поровых коллекторов) и требует дополнительных дорогостоящих операций по восстановлению проницаемости пласта. Снижение проницаемости призабойной зоны коллектора после первичного вскрытия изменяется в интервале 30 - 70%. Безглинистые буровые растворы, плотность которых регулируется концентрацией водорастворимых солей и кислоторастворимых утяжелителей, имеют принципиальное преимущество перед глинистыми при заканчивании скважин за счет исключения из состава кольматанта, трудноудаляемого из ПЗП при освоении. Дополнительным преимуществом таких буровых растворов является более высокое качество крепления скважин. Разработаны утяжеленные безглинистые буровые растворы плотностью до 1600 кг/м3 на основе пластовой воды, растворов неорганических солей (хлориды натрия, калия, кальция, магния) и карбоната кальция для доутяжеления. Оптимизация реологических и фильтрационных свойств этих растворов проводится комплексом полисахаридных реагентов. Буровые растворы плотностью 1600 - 2200 кг/м3 на основе бромидов кальция, цинка или их смесей обеспечивают относительно высокое качество вскрытия продуктивного пласта и возможность почти полного восстановления проницаемости ПЗП (до 70 - 90%), но область их применения ограничивается низкой термобарической устойчивостью и экологической опасностью. Высокую плотность растворов могут обеспечивать не только неорганические соли, но и органические, в частности, формиаты щелочных металлов. Формиаты обладают рядом преимуществ по сравнению с тяжелыми неорганическими солями, и в частности, экологической безопасностью, высокой ингибирующей способностью по отношению к глинистым сланцам, повышением термостабильности полисахаридных реагентов, низкой коррозионной активностью, совместимостью с пластовыми флюидами, снижением коэффициента трения буровых растворов. Разработаны технологические жидкости на основе формиатов, которые содержат комплекс полисахаридных реагентов для регулирования фильтрационных, реологических, псевдопластичных и капсулирующих свойств и мраморную крошку для временной кольматации ПЗП. Буровые растворы на основе формиатов сохраняют термостабильность при температурах до 200оС, имеют низкие значения показателя фильтрации (0,5-3,5 см3 при DР = 0,7 МПа), регулируемые в широких пределах значения пластической вязкости (h=15-95 мПа*с) и динамического напряжения сдвига (τ0=60-200 дПа), при этом буровые растворы имеют низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции К =0,008-0,227 при скорости сдвига 511/1022с-1), низкие значения коэффициента трения (Ктр=0,09- 0,207), фильтрат раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью (σ=0,0083-0,013 Н/м). Предлагается несколько рецептур: - Системы без твердой фазы на основе формиата натрия (r = 1300 кг/м3), формиата калия (r = 1670 кг/м3), формиатов калия и цезия (r = 2200 кг/м3); - Системы с частичной заменой формиатов на кислоторастворимый карбонатный утяжелитель (r = 1800 кг/м3). В качестве утяжелителя использовали мраморную крошку; - Системы с пониженным содержанием кислотонерастворимой твердой фазы (r = 2200 кг/м3). Для доутяжеления используется барит, Магбар, сидерит (карбонат железа), гематит. Преимущества использовании формиатов - не ужесточаются требования со стороны природоохранных организаций, так как при их использовании и при использовании совместно с другими компонентами бурового раствора не образуется экологически опасных отходов; - появляется возможность многократного и многоцелевого использования бурового раствора ввиду его высокой ферментативной устойчивости и устойчивости к термоокислительной деструкции; - для приготовления и очистки бурового раствора в процессе бурения не требуется дополнительного оборудования буровых установок; - буровой раствор на основе формиатов может быть использован в качестве жидкости глушения или жидкости перфорации, т. к. он не оказывает отрицательного влияния на коллектор. Для качественного вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора: состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта; состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки; в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт; соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды; водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной; плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля. Вывод Для качественного вскрытия продуктивного пласта необходимо соблюдать следующие требования к составу и свойствам бурового раствора: • состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта; • состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки; • в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт; • соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды; • фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - газ; • водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной; • плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля. Список литературы 1. Зозуля В.П., Ангелопуло О.К., Зозуля Н.Е., Головин В.В. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Конспект лекций. – М.:РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2008.- с. 2. Приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 N101 (ред. от 12.01.2015) "Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (Зарегистрировано в Минюсте России 19.04.2013 N 28222). 3. Леонов Е.Г., Исаев В.и. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2006.- 413с. |