Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 [ 78 ] 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

гласно результатам исследований Н.Н. Михайлова, В.М. Рыжика и А.Я. Хавкина, процессы гидратации (с присоединением воды к глинистой составляющей скелета) и сорбции солей (с обеднением фильтрата определенными катионами) в глинах могут привести к изменению коэффициента абсолютной проницаемости за счет уменьшения эффективных диаметров пор. Эти же процессы могут в значительной мере влиять на фазовые проницаемости глинистых коллекторов. При этом, по данным Б.И. Леви и С.Н. Глейзера, относительные фазовые проницаемости очень чувствительны к значению предельной адсорбции, притом, что вид изотерм адсорбции слабо влияет на зависимость относительных фазовых проницаемостей от насыщенности фазами. При анализе влияния на продуктивность скважин процессов взаимодействия глинистых пород и растворов следует рассмотреть дополнительно еще один фактор. Из-за процессов гидратации и сорбции не только изменяются фильтрационные параметры в зоне проникновения раствора, но могут уменьшаться и сами размеры этой зоны, а также происходить отставание фронта водонасыщенности.

В последнее время для бурения и ремонтных работ по скважинам газовых и газоконденсатных месторождений все большее распространение получают буровые растворы на углеводородной основе. Применение этих растворов в газодобыче представляется очень перспективным направлением, поэтому следует уделить внимание их основным преимуществам и недостаткам. Основные преимущества растворов на углеводородной основе заключаются в том, что они наносят менее серьезный ущерб призабойной зоне скважин, чем водные растворы. Во-первых, это обусловлено менее глубоким проникновением таких растворов в пласт за счет более высокой их вязкости и менее интенсивного проявления капиллярных сил (вследствие более низкого поверхностного натяжения на границе раздела фаз и умеренных значений краевых углов смачивания). Немаловажный фактор - лучшее оттеснение проникшего в пласт углеводородного раствора газом при отработке скважин. Во-вторых, растворы на углеводородной основе не взаимодействуют с глинистыми минералами и им не присущи те виды физико-химических взаимодействий с породой и пластовыми флюидами, которые вызывают выпадение в пласте солей. В качестве основных компонентов для приготовления буровых растворов на углеводородной основе используют нефть или дизельное топливо. В отечественной газодобывающей практике имеются единичные случаи использования газоконденсата для приготовления растворов на стадии вскрытия и освоения газонасыщенных пластов. Промысловый опыт использования буровых растворов и промывочных жидкостей на углеводородной основе показывает их высокую эффективность. Это отмечалось, в частности, на Ямбург-ском и Уренгойских газконденсатных месторождениях, а также на месторождении Paddy "А" в Deep Basin area.

Несмотря на очевидные преимущества буровых растворов на углеводородной основе, им свойственны и некоторые недостатки. К ним, в первую очередь, следует отнести существенное изменение фильтрационных свойств пласта-коллектора у забоя скважины, а также возможность большего загрязнения пористой среды пласта твердыми частичками, чем при использовании растворов на водяной основе. К настоящему времени уже накоплен определенный объем экспериментальных и промысловых исследований по данной проблеме. Наиболее полно и детально, на наш взгляд, экспериментальные исследования изменения смачиваемости представлены в

работе [59]. В ней изучаются результаты лабораторных замеров изменения смачиваемости и проницаемости для различных по исходной смачиваемости образцов породы (гидрофильных, гидрофобных и смешанной смачиваемости) при контакте их с 18 различными растворами на углеводородной и неуглеводородной основе. В растворах использовались различные компоненты, включая нефть, поверхностно-активные вещества (ПАВ) и неорганические соли. В ходе экспериментов измеряли капиллярное давление и контактные углы смачивания. Комбинированный Amott/USBM метод использовали для определения основных показателей смачиваемости - индексов Amott и USBM. Эти опыты проводили для гидрофильных песчаников Вегеа, кернов с промежуточной смачиваемостью (с обработкой их асфальтенами для достижения требуемых характеристик смачиваемости) и гидрофобных кернов (химически обработанных для получения характеристик смачиваемости).

Результаты исследований [59] показывают, что гидрофобизацию коллектора вызывает адсорбция тяжелых углеводородных компонентов из бурового раствора на поверхности пород. Изменение смачиваемости коллектора может также происходить за счет взаимодействия содержащихся в растворе поверхностно-активных веществ, которые предназначены для удержания твердых частиц в растворе. Смена типа смачиваемости коллектора ведет к значительному преобразованию его фазовых проницаемостей и в конечном счете к изменению характера протекающих у забоя скважины процессов.

Результаты работы по изучению влияния на смачиваемость различных видов промывочных растворов представлены в табл. 3.1, 3.2. Как видно из них, некоторые из промывочных растворов значительно изменяют смачиваемость породы. К примеру, растворы на нефтяной основе EZ-Mul и DV-33 в опытах с гидрофильными образцами гидрофобизовали их (это от-

Габдица 3.1

Изменение свойств гидрофильных образцов при контакте с компонентами раствора

Здесь и в табл. 3.2 звездочкой отмечены растворы на нефтяной основе.

Таблица 3.2

Изменение свойств гидрофобных образцов при контакте с компонентами раствора

ражается в резком уменьшении соотношения индексов Amott для воды и нефти и отрицательных значениях индекса USBM). Изменение смачивания сопровождается также изменением фазовых проницаемостей и значений остаточной (связанной) насыщенности коллектора фазами.

Промысловые данные по изменению продуктивности скважин в ходе их отработки

Отрицательное влияние на состояние призабойной зоны скважины остатков глинистого раствора при бурении и вскрытии продуктивной толщи прослеживалось на многих газовых и газоконденсатных месторождениях как в России, так и за рубежом. В то же время более наглядным примером зависимости продуктивности скважин от состояния коллектора в призабойной зоне скважин являются результаты отработки скважин после бурения и ремонтных работ. В литературе широко описаны случаи улучшения продуктивности газовых и газоконденсатных скважин за счет постепенной отработки их призабойных зон.

Одним из способов очистки стволов и призабойных зон скважин, вышедших из бурения и капитального ремонта, от шлама, глинистой корки, остатков промывочной жидкости и фильтрата бурового раствора является продувка их в атмосферу после освоения. Это мероприятие предусматривается правилами разработки газовых и газоконденсатных месторождений и едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. Согласно различным существующим в нашей стране инструкциям по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных пластов и скважин, время продувки скважин может составлять до трех суток.

Однако, как показывают многочисленные экспериментальные исследования и промысловые наблюдения, очистка прискважинных зон пластов может происходить гораздо дольше. Так, по данным Н.Н. Трегуб,