Физические процессы протекающие в пзс реферат

Обновлено: 02.07.2024

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) – область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Разработка месторождения. Обработка скважин соляной кислотой, время выдержки.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	реферат
Язык	русский
Дата добавления	15.10.2015
Размер файла	87,1 K

Соглашение об использовании материалов сайта

Просим использовать работы, опубликованные на сайте, исключительно в личных целях. Публикация материалов на других сайтах запрещена.
Данная работа (и все другие) доступна для скачивания совершенно бесплатно. Мысленно можете поблагодарить ее автора и коллектив сайта.

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Подобные документы

Геологическое строение месторождения и залежей. Описание продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Состояние разработки Средне-Макарихинского месторождения. Методы воздействия на призабойную зону скважин. Обработка скважин соляной кислотой.

курсовая работа [463,8 K], добавлен 06.12.2012

Физико–химические свойства нефти, газа и воды. Стратиграфия, нефтегазоносность месторождения. Анализ добывных возможностей и технологических режимов работы скважины. Определение пластового давления. Кислотная обработка забоев и призабойных зон скважин.

курсовая работа [2,0 M], добавлен 06.04.2016

Механизм снижения проницаемости и методы воздействия на породу в призабойной зоне пласта. Воздействие кислот на наиболее распространенные горные породы. Нагнетательные и эксплуатационные скважины. Технологии реагентной обработки призабойной зоны пласта.

курсовая работа [44,4 K], добавлен 17.12.2013

Геолого-физическая и гидродинамическая характеристика месторождения, продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Запаси, состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды. Обработка скважин соляной кислотой и осложнения при их эксплуатации.

курсовая работа [421,9 K], добавлен 17.01.2011

Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП "ПО "Белоруснефть". Геологическое строение Речицкого месторождения. Выбор конструкции скважины. Технология бурения, расчет бурильных колонн. Рекомендации по заканчиванию скважины.

дипломная работа [166,9 K], добавлен 02.06.2012

Основные этапы и факторы, влияющие на процесс вскрытия продуктивного пласта. Конструкция забоя скважины, ее структура и назначение основных элементов. Схема оборудования устья скважины для вызова притока нефти и газа, предъявляемые к нему требования.

презентация [399,8 K], добавлен 14.12.2014

Геолого-промысловая характеристика Комсомольского газового месторождения. Технологические режимы эксплуатации скважин, причины ограничения дебитов. Расчет безводного дебита скважины, зависимости дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии.

Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта. Под первичным вскрытием понимается процесс разбуривания продуктивного горизонта долотом. Вторичное вскрытие - процесс связи внутренней полости скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).

Так как процессы и первичного, и вторичного вскрытия являются процессами временными, то за время вскрытия в призабойной зоне скважины могут происходить различные физические и химические превращения.

К основным факторам, определяющим коэффициент проницаемости (а следовательно, и коэффициент подвижности) ПЗС во времени, относятся:

Категории призабойной зоны скважины

При технологически обоснованном режиме бурения с использованием глинистого раствора на стенке скважины образуется глинистая корка. Проникновение в ПЗС фильтратов через глинистую корку происходит как за счет разности давлений в скважине и пласте (репрессии), так и за счет капиллярных сил и осмотического давления.

Диаметр зоны проникновения фильтратов и жидкостей может достигать определенных величин, а процесс расформировывания этой зоны является достаточно сложным и длительным.

По условиям образования зоны проникновения фильтратов (при вскрытии пласта на глинистом растворе) и различных технологических жидкостей и замещения ими пластового флюида призабойные зоны можно разделить на три категории:

Дилатансия горных пород

В процессе бурения скважины горные породы испытывают как сжимающие, так и растягивающие напряжения. Напряженное состояние плоского элемента горной породы под действием сжимающих и растягивающих усилий во взаимно перпендикулярных плоскостях характеризуется разностью относительных деформаций, которая при определенных условиях может вызвать сдвиг породы.

Тогда относительные деформации сжатия ε_сж и растяжения ε_р можно записать в виде:

Для объема образца горной породы действие сжимающих и растягивающих нагрузок может привести к изменению его первоначального объема, т.е.:

- изменение объема образца горной породы - характерна для всех пород. Дилатансия может быть отрицательной (порода уплотняется), положительной (порода разрыхляется) и нулевой. Знак дилатансии зависит от свойств породы, в частности, от ее прочности, пористости и структуры порового пространства. Оценку дилатансионной способности горных пород можно провести, например, введением понятия критической плотности горной породы.

- это плотность, при которой дилатансия равна нулю при любом конечном сдвиге породы. При начальной плотности, меньше критической, порода при сдвиге уплотняется, в противном случае - разрыхляется. При дилатансии породы происходит перестройка структуры порового пространства, что может привести к анизотропии проницаемости в ПЗС даже в изотропном пласте. Очевидно, что дилатансия является функцией времени и развивается в процессе объемной ползучести горных пород.

Проницаемость призабойной зоны

С увеличением времени вскрытия продуктивного горизонта и вызова притока (освоением скважины) частичное изменение проницаемости ПЗС в процессе объемной ползучести может привести к снижению коэффициента продуктивности скважины.

Фильтрация флюидов (даже малой вязкости) в местах резкого сужения фильтрационных каналов может сопровождаться их закупориванием коллоидными частицами или продуктами окисления фильтрующегося флюида - . Облитерация зависит от свойств твердой поверхности, по которой фильтруется флюид, от температуры (с ростом температуры склонность к облитерации возрастает), от колебательных процессов в системе (при вибрационном воздействии на систему облитерация не возникает). Таким образом, облитерация может быть одной из причин ухудшения фильтрационных характеристик ПЗС и отсутствия притока.

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.

Для добывающих скважин:
- проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) или жидкости промывки в процессе подземного ремонта;
- проникновение пластовой воды в ПЗС (в обводненных скважинах) при остановках скважин;
- набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;
- образование водонефтяной эмульсии;
- выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий;
- проникновение в ПЗС механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.
Для нагнетательных скважин:
- набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой, а также с растворами определенных химических реагентов;
- смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную с образованием и отложением солей;
- кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при ремонтных и других работах в скважине;
- повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание воды работали как добывающие.

Существенным фактором снижения эффективности выработки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин, приводящее к снижению фазовой проницаемости для нефти. До настоящего времени нет каких-либо определенных рекомендаций по оценке размеров ПЗС , что в значительной степени осложняет разработку рациональной технологии первичных обработок ПЗС с целью интенсификации добычи нефти, но, главным образом, это сказывается на повторных обработках.

Главная Переработка нефти и газа

1. Надежное разобщение пройденных пород и их герметазация, что вытекает из требований охраны недр и окружающей феды и достигается за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн, межколонных и заколонных пространств, а также за счет изоляции флюидонасыщенных горизонтов.

2. Получение максимального количества горно-геологической и физической информации по вскрываемому скважиной разрезу.

3. Возможность оперативного контроля за вероятным межколонным или заколонным перетоком флюидов.

4. Длительная безаварийная работа при условии безопасного ведения работ на всех этапах жизни скважины.

5. Конструкция должна иметь определенный диаметр обсадных труб, что особо относится к эксплуатационной колонне.

6. Быть стабильной (не изменять своих первоначальных характеристик в течение длительного времени или после проведения определенных технологических операций).

7. Эффективное фиксирование конструкции в стволе скважины.

8. Возможность аварийного глушения скважины.

9. Возможность трансформации одного вида скважины в другой за счет максимальной унификации по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Кроме перечисленных, конструкция скважины должна удовлетворять определенным технологическим требованиям, основными из которых являются:

1. Хорошая гидравлическая характеристика (минимум сопротивлений).

2. Максимально возможное использование пластовой энергии в процессе подъема продукции на дневную поверхность за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и конструкции забоя.

3. Возможность проведения всех видов исследований известными и перспективными глубинными приборами.

4. Проведение всех технологических операций в скважине, в том числе и по воздействию на продуктивный горизонт.

5. Применение различных способов эксплуатации с использованием эффективного оборудования, в том числе и с большими нагрузками на стенку скважины (колонны).

1.3. ФИЗИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ, ПРОТЕКАЮЩИЕ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИНЫ В ПЕРИОД ВСКРЫТИЯ, ВЫЗОВА ПРИТОКА, ОСВОЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ

Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта. Под первичным вскрытием понимается процесс разбури-вания продуктивного горизонта долотом. Вторичное вскрытие - процесс связи внутренней полости скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).

Так как процессы и первичного, и вторичного вскрытия являются процессами временными, то за время вскрытия в призабой-ной зоне скважины (ПЗС) могут происходить различные физические и химические превращения. Ниже мы остановимся, в основном, на физических процессах, протекающих в ПЗС в период первичного и вторичного вскрытия, вызова притока, освоения и эксплуатации.

1. Кольматация - процесс загрязнения ПЗС механическими частицами, содержащимися в жидкостях с возможным последующим их набуханием. Если же в ПЗС попадают только фильтраты различных растворов, то в этом случае возможно набухание частиц цементирующего материала терригенной горной породы или самих частиц скелета породы.

2. Проникновение в ПЗС фильтратов различных растворов и жидкостей, используемых в период первичного, вторичного вскрытия, вызова притока и освоения.

3. Термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и призабойной зоны.

4. Оплавляемость поверхностей перфорационных каналов в процессе перфорации.

В табл.1.1 представлены основные факторы, определяющие загрязнение ПЗС; процессы, протекающие в ПЗС, а также основные следствия этих процессов.

Анализ данной таблицы показывает, что в процессе вскрытия продуктивного горизонта, вызова притока, освоения и эксплуатации в ПЗС происходят существенные изменения, влияющие на продуктивность скважины.

Факторы загрязненя ПЗС

Основные факторы, определяющие загрязнение ПЗС

Процесс, протекающий в ПЗС

- насыщение норового пространства ПЗС частицами глинистого или цементного материала;

- набухание глинистых и цементных частиц или зерен скелета породы;

- адгезия набухших частиц поверхностью фильтрационных каналов;

1. Снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности.

2. Изменение структуры фильтрационных каналов.

3. Закупорка фильтрационных каналов механическими частицами.

4. Сложность вызова притока при освоении скважины.

Проникновение в ПЗС фильтратов бурового и цементного растворов, жидкостей глушения и освоения

- изменение фазовых проницае-мостей;

- изменение свойств поверхности твердого тела;

- адсорбция химических реагентов из фильтрата бурового распюра;

- образование водонефтяных эмульсий;

- изменение рН среды;

2. Снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности.

3. Изменение фильтрационных свойств системы.

4. Закупорка фильтрационных каналов и изменение структуры поропого пространства.

5. Сложность вызова притока при освоении скважины.

Термодинамическая не-утойчивость забойных условий со стороны скважины и призабойной зоны

- изменение свойств дисперсионной среды и дисперсной фазы бурового и цементного распюров;

- изменение свойств жидкостей промывки, глушения и освоения;

- изменение свойств пластовых флюидов;

1. Снижение проницаемости ПЗС и коэффициента подвижности.

3. Закупорка фильтрационных каналов и изменение структуры порового пространства.

студент гр. РЭНГМ-19 Кривёнок А.Г. к.г.н. доцент Павловский А.И.

Содержание

2. Методы воздействия на призабойную зону

3. Выбор скважин для воздействия на призабойную зону и продуктивные пласты

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчиванию скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых час т смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Методы воздействия на ПЭС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые.

Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте). Пример такого воздействия – соляно-кислотная обработка пород ПЗС.

Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЭС.

Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воз действия на ПЗС и т.д.

Методы воздействия на ПЗС на нефтегазодобывающих промыслах осуществляют бригады по текущему и капитальному ремонту скважин.

Методы воздействия на призабойную зону пласта.

Призабойная зона скважин (ПЗС)-наиболее уязвимое место системы пласт—скважина. Поэтому от ее проводимости в значительной мере зависит дебит скважин. Эта зона подвергается интенсивному воздействию буровым и цементным растворами, которые в ряде случаев значительно ухудшают фильтрационные свойства пород. Дебиты скважин со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина,смолистых веществ и минеральных солей. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны предложены различные методы воздействия на них с целью повышения дебитов скважин.
Сущность большинства этих методов одинакова как для нефтяных, так и газовых залежей. Различия могут быть лишь в некоторых деталях технологии осуществления процессов воздействия, вытекающих из специфики строения исвойств пластов газовых и газоконденсатных месторождений и различия условий в скважинах нефтяных и газовых залежей. В основе всех методов воздействия на призабойную зону скважин лежит принцип искусственного увеличения проводимости пород, осуществляемый химическими, механическими или тепловыми средствами.
К химическим методам относятся различные виды кислотных обработок. Механическое воздействиеосуществляется для формирования в породах трещин и каналов высокой проницаемости путем гидравлического разрыва пластов и с помощью им-пульсно-ударного воздействия и взрывов. Тепловые обработки применяют для удаления из поровых каналов отложений парафина и смол. Кислотная обработка пласт,Гидравлический разрыв пластов, Гидропескоструйная перфорация, Теплофизические методы воздействия,
Импульсно-ударное и вибрационное воздействие.

3. Выбор скважин воздействия на призабойную зону и продуктивные пласты.

Большое практическое значение при выборе скважины и обоснования технологии воздействия на призабойную зону и продуктивные пласты в целом конкретной скважины имеют результаты анализа причин и механизма ухудшения состояния призабойной зоны в процессе вскрытия продуктивного пласта, заканчивания скважины, ее освоения и последующей эксплуатации.[3]

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин относятся:

для добывающих скважин

проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) в процессе подземного ремонта или жидкости промывки, проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках, набухание частиц глинистого цемента терригенных коллекторов при насыщении их пресной водой, образование водонефтяной эмульсии, выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий,

проникновение в призабойную зону механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении скважин;

для нагнетательных скважин

набухание глинистых пород при контакте с закачиваемой пресной водой, а также с растворами определенных химических реагентов, смена при закачке минерализованной воды на пресную, кольматация призабойной зоны твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных работ, повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода в нагнетательные работали как добывающие.

В процессе анализа материалов по объекту разработки определяется порядок и методика применения технологии, которые зависят от ожидаемого результата. Это связано с большим разнообразием геолого-физических условий залегания нефти, взаимовлиянием скважин, профилем фильтрации жидкости.

Выбор скважин для обработки в большей степени определяется величиной остаточной нефтенасыщенности, близостью остаточных запасов нефти к забою добывающей скважины.

Перед началом работ строится модель корреляции скважин по вертикальному разрезу и определяются реагирующие скважины на расстоянии друг от друга от 250 до 1 500 метров, в зависимости от геологической структуры коллектора, которые должны откликнуться положительным дебитом наряду с обрабатываемой. При подготовке скважин к обработке проводятся запись ГК и метки МЛМ с отбивкой текущего забоя по скважине для выделения интервалов перфорации. На каротажном кабеле устанавливаются необходимые метки, соответствующие глубине помеченных интервалов обработки. Одновременно проводится ГИС в районе рабочих интервалов.

Количество инициируемых импульсов вне зависимости от назначения скважины рассчитывается по специальной методике с учетом геологических условий и причин поражения скважины.

После завершения обработки скважины вновь проводятся ГИС, которые свидетельствуют об изменении условий в районе перфорации. В случае необходимости осуществляется очистка забоя с помощью желонки.

Как правило, обработанные скважины через 3-10 дней после запуска выходят на режим эксплуатации с повышенным дебитом, при этом их обводненность значительно снижается. Выбранные реагирующие скважины выходят на повышенный дебит практически на следующий день после завершения работ на обработанной, при этом их обводненность также снижается и зачастую увеличение на них дебита происходит большее, чем на обработанной скважине.

Читайте также: