Анализ причин малодебитности скважин

Нефтегазоносные пласты – это коллекторы, одновременно насыщенные нефтью, газом и водой при определенных давлениях и температурах.

В результате комплекса процессов, протекающих в длительный геологический период, продуктивный пласт приобретает относительно равновесное состояние. После вскрытия его скважиной возникает призабойная зона пласта, в которой произошли, происходят и будут происходить различные процессы, нарушившие или нарушающие первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние породы. Все указанные процессы возникают с момента вскрытия кровли пласта, а по мере разбуривания породы распространяются в глубь призабойной зоны пласта по нарастающей вскрытой толщине. Радиус ПЗП определить невозможно. Под этим термином понимается некоторый условный средний радиус, ограничивающий зону пласта по простиранию по всей его толщине, в которой происходят все процессы и явления, обусловленные вскрытием пласта. Эта зона может иметь самую разнообразную конфигурацию (рис. 12.1).

Рисунок 12.1 – Схема призабойной зоны пласта:

УЗП – удаленная зона пласта; ПЗП – призабойная зона пласта;

р_г – горное давление; р_б – равнодействующая горного бокового давления; г_с – радиус скважины; r_д – радиус скважины по долоту; r – радиус до произвольной точки пласта; r_пзп – радиус призабойной зоны пласта

Через ПЗП из продуктивного пласта в скважину происходит фильтрация пластового флюида. Если же фильтрационно-емкостные свойства пород ПЗП по сравнению с первоначальным состоянием пласта по каким-либо причинам изменились (ухудшение или улучшение), то и продуктивность его будет иной по сравнению с природным ее значением.

Состояние ПЗП при вскрытии пласта определяется: литологическим составом пород, плотностью упаковки частиц породы; механическими напряжениями в породе; гидродинамическим влиянием трещин; загрязнением пород и физико-химическими процессами, протекающими в коллекторе; фильтрационным движением жидкостей, распределением давления и температуры в пласте.

Дебит скважины зависит от ряда факторов, связанных с естественной характеристикой пласта-коллектора, таких как коэффициенты пористости и проницаемости, эффективная толщина, вязкость фильтрующихся флюидов и др. При справедливости линейного закона фильтрации Дарси дебит Q скважины, расположенной в центре кругового пласта толщиной h и радиусом контурного питания R_к, при установившейся фильтрации можно рассчитать по формуле:

Q = (12.1)

где k – коэффициент проницаемости породы; h – толщина пласта; р и р – давление соответственно на контуре питания кругового пласта и забое работающей скважины; r_пр – приведенный радиус скважины. Комплекс параметров

К = , (12.2)

входящих в формулу (12.2), принято считать коэффициентом продуктивности скважины.

Из выражения (12.2) видно, что за единицу измерения коэффициента продуктивности можно принять м³/(с∙Па). Однако в расчетах по технологии добычи нефти коэффициент продуктивности принято измерять в м³/(сут∙МПа) или т/(сут∙МПа). Таким образом, формула (12.1) позволяет рассчитать ожидаемый потенциальный дебит скважин с определенным приближением по картам распределения коэффициента проницаемости и карте равных толщин продуктивного пласта. Путем наложения указанных карт, построенных в одинаковых масштабах, можно построить карту распределения ожидаемых значений коэффициентов продуктивности пласта, необходимую для оперативного контроля за качеством выполнения технологических операций по первичному вскрытию пласта. К сожалению, такие карты равных потенциальных коэффициентов продуктивности пластов из-за ряда объективных и субъективных причин в настоящее время используются редко. Это в свою очередь затрудняет достоверную оценку причин существенного уменьшения дебитов новых скважин по сравнению с соседними, дренирующих один и тот же продуктивный пласт.

Коэффициент продуктивности реальной скважины определяется путем проведения гидродинамических исследований методом пробных откачек на установившихся режимах, является основным параметром скважины, позволяющим проектировать и поддерживать оптимальный режим ее работы.

При отклонениях процесса фильтрации от линейного закона Дарси данные гидродинамических исследований обрабатываются соответствующими методами и, как правило, определяются константы, входящие в формулу притока флюидов в скважине.

Состояние ПЗП может быть ухудшено при первичном и вторичном вскрытиях пласта, креплении скважины, глушении ее перед многочисленными ремонтами, а также в процессе эксплуатации из-за АСПО в порах породы, неорганических солей, механических примесей и др.

Причины, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗП при первичном и вторичном вскрытиях продуктивного пласта, принято делить на четыре группы:

обусловливающие механическое загрязнение ПЗП;

физико-литологические, приводящие к разбуханию пластового цемента при контакте с водой;

физико-химические;

термохимические.

К причинам, обусловливающим механическое загрязнение ПЗП, относятся: засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового или промывочного раствора при бурении скважины. Многочисленные исследования показали, что глубина проникновения частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов колеблется в пределах 1 – 20 мм. В крупнозернистых песках твердая фаза глинистого раствора проникает на большие расстояния – до сотни метров. Во время перфорации скважин заглинизированный и зацементированный слой песчаников обычно пробивается, поэтому существенного влияния на ухудшение проницаемости ПЗП он не оказывает; в крупнозернистых песках и гравелитовых пропластках проницаемость ПЗП по этой причине может существенно ухудшиться; загрязнение ПЗП илистыми частицами, содержащимися в воде, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления. Проницаемость ПЗП в этих случаях снижается иногда в 10 раз и более;

– проникновение глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз снижает среднюю проницаемость ПЗП;

– обогащение ПЗП коллоидно-дисперсной системой за счет кольматажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в процессе спускоподъемных операций;

– ухудшение проницаемости призабойной зоны во время эксплуатации скважины вследствие кольматации минеральных частиц, приносимых жидкостью из удаленных зон пласта. При кольматаже илистые частицы, вносимые в пористую среду ПЗП фильтрующейся жидкостью, располагаются так, что становятся обтекаемыми и мало препятствуют фильтрации, в период же инфильтрации жидкости эти частицы оказываются необтекаемыми; они смещаются и закупоривают фильтрационные каналы, в результате чего происходит явление обратного клапана, что, в свою очередь, ухудшает проницаемость пористой среды. Радиус кольматажа в ПЗП зависит от значения и распространения перепада давления, а также от времени и объема извлеченной из ПЗП жидкости.

Физико-литологическая группа причин ухудшает проницаемость ПЗП вследствие действия пресной воды на цемент и скелет породы. Это ухудшение обусловлено проникновением в ПЗП фильтрата бурового раствора или воды при первичном вскрытии пласта; прорывом посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт.

Ухудшение проницаемости ПЗП происходит и по другим причинам, а именно: при контакте пресной воды с некоторыми минералами может произойти обмен основных радикалов, разложение минералов, перераспределение зерен и перекрытие фильтрационных каналов;

– при большом объеме проникшего в ПЗП фильтрата возможны растворение, перенос и переотложение солей, а также их отложение из высокоминерализованного фильтрата;

– при разбуривании вышележащих пород в глинистый раствор могут попасть глинистые частицы минералов с высокой степенью разбухания.

В химически обработанном растворе они медленно разбухают. После вдавливания указанных частиц в поры или трещины призабойной зоны пласта происходят полное разбухание и значительное увеличение их размеров, в результате чего они не могут быть вымыты из пор. Таким образом, возникает закупоривание пор, нередко до полного перекрытия фильтрационных каналов. Ухудшение проницаемости ПЗП, степень которой колеблется от 5 – 10 до сотен процентов, как правило, происходит из-за одновременного действия нескольких причин.

К физико-химической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся:

– проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию "блокирующей" преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений с пластовыми флюидами;

– возникновение капиллярного давления, которое проявляется при проникновении фильтрата в породу. При угле смачивания породы водой менее 90° избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания более 90° оно способствует ее вытеснению. Отсюда следует, что в пласте, сложенном из гидрофобной породы, капиллярные явления не ухудшают проницаемость, а в пластах же из гидрофильной породы несколько ее ухудшают в ПЗП. При освоении и эксплуатации скважин с депрессией 0,5 – 1,0 МПа в начальный период эти явления могут в какой-то степени отразиться на времени вызова притока нефти из продуктивных скважин; закупорка пор каплями нефти в потоке фильтрата (воды) или фильтрата в потоке нефти. Во время освоения скважины при обратном движении жидкости капли нефти попадают в фильтрат промывочной жидкости и воды. Если диаметр таких капель меньше диаметра фильтрационных каналов, то происходят их перекрытие и ухудшение проницаемости. При подходе же контакта нефти эти капли сливаются с ней и, таким образом, проницаемость ПЗП улучшается;

– нерастворимые в нефти адсорбционные пленки, образующиеся на границе вода – нефть, которые обладают высокой прочностью и напряжением сдвига. В пористой среде капли, окруженные этими адсорбционными пленками, не могут слиться ни с общим фронтом воды, ни с погребенной водой, находящейся около контактов зерен породы. Эти капли воды, двигаясь в нефти, занимают центральную часть пор, закупоривая их, если диаметр пор не превышает диаметра капли. При подходе фронта нефти во время вытеснения фильтрата промывочного раствора из пористой среды эти капли воды, окруженные пленками асфальтенов, не способны в процессе дальнейшего течения их в пористой среде слиться друг с другом и с общей массой фильтрации или с общей массой нефти. В определенных условиях это может привести к существенному снижению проницаемости пород из ПЗП;

– образование эмульсии в гидрофобной среде. На поверхности раздела нефть – вода концентрируются асфальтосмолистые вещества нефти, образуя твердые пленки, присутствие которых исключает возможность слияния капель воды и вызывает закупорку отдельных пор и участков пористой среды. Образование таких пленок на контакте нефть – вода следует ожидать у всех смолистых нефтей, не содержащих значительных количеств нафтеновых кислот. Пленки способны закупоривать отдельные поры и участки пористой среды и значительно затрудняют приток нефти к забою скважины. Образованию эмульсий способствуют соли, растворимые в воде;

– образование "бронированной" эмульсии в крупнозернистой среде, в основном в трещинах. Под "бронированной" эмульсией понимается эмульсия, состоящая из глобул с повышенной прочностью поверхностной пленки. Эта прочность создается прилипшими к пленке микроскопическими твердыми частицами, которые на своей поверхности тоже имеют пленку из жидкости с поверхностно-активными веществами. Чем больше этих частиц на поверхностной пленке глобул эмульсии, тем больше поверхностно-активных веществ удерживается на них и, следовательно, на поверхностной пленке глобул. Это обстоятельство, в свою очередь, увеличивает суммарную массу поверхностно-активных веществ на пленке глобул. Кроме того, частицы, плавающие на пленке, соединяются между собой вследствие сил притяжения, а также электростатических зарядов этих твердых частиц и пологих краевых углов смачивания твердого тела поверхностно-активной жидкостью. Эти физико-химические явления увеличивают толщину поверхностно-активной пленки глобул эмульсии и уменьшают стекание жидкости с них;

– вспенивание в пористой среде фильтрата бурового раствора, который, как правило, обрабатывается различными химреагентами. Это явление особенно характерно для ПЗП малодебитных газовых скважин;

– ухудшение в нагнетательных скважинах проницаемости в начальный период закачки воды вследствие выпадения солей на скелете породы ПЗП при контакте минерализованной пластовой и закачиваемой вод, происходящее в начальный период ее нагнетания;

– адсорбция на скелете породы масляных веществ из бурового раствора, происходящая при вскрытии продуктивного водоносного пласта водозаборной скважиной.

К группе термохимических причин, которые приводят к ухудшению проницаемости при изменении термодинамического равновесия в ПЗП, относятся:

– отложение парафина на скелете пласта в залежах с низкой пластовой температурой. Процесс этот происходит при охлаждении призабойной зоны во время вскрытия пласта, длительной эксплуатации скважины и при закачке воды в пласт; проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее охлаждение их, способствующее отложению солей и ухудшению проницаемости призабойной зоны.

ЛЕКЦИЯ 13. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК

ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Сбор и подготовка нефти и попутного газа на площадях месторождений, начинающиеся вблизи устья скважин и заканчивающиеся на установках подготовки нефти и газа, являются единой технологической системой.

Рисунок 13.1 – Двухтрубная самотечная система сбора нефти, газа и воды:

1 – регулятор давления на входе; 2 – замерный трап; 3 – трап первой ступени; 4 – трап второй ступени; 5 – мерник; 6 – компрессорная;

7 – газобензиновый завод; 8 – установка подготовки нефти (УПН);

9 – сырьевой резервуар; 10 – сборный коллектор (вода и нефть);

11 – самотечный сборный коллектор (нефть и вода); 12 – участковый резервуар; 13 – центробежный насос; 14 – распределительная батарея; Ф и Н – фонтанная и насосная скважины

К системам сбора и подготовки предъявляются следующие основные требования: высокая экономичность, полная ликвидация потерь нефти и газа в процессе сбора и подготовки, возможность ввода в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений, надежность в эксплуатации, возможность автоматизации и телемеханизации всей системы в целом.

Существует сравнительно много технологических схем по подготовке нефти, однако их следует рассматривать совместно с системами сбора нефти и газа.