Файл: Предупреждение аварий при геофизических исследованиях скважин. Подготовка скважины к исследованиям.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 30
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, образцовыми манометрами, термометрами и подключения исследуемой скважины к линии испытания. Расход газа определяется по данным расходомера, установленного на линии испытания. На обустроенных и введенных в разработку месторождениях необходимость подачи ингибитора в скважину предусматривается проектом разработки и, поэтому сооружать звено по подаче ингибитора не следует. Для снижения потерь газа нужно максимально использовать возможность испытания скважин с подачей газа в газопровод.
Если скважины вскрывают пласты с низким давлением, и на месторождениях на завершающей стадии их разработки исследования с выпуском газа в газопровод встречают определенные трудности, что связано с небольшой разницей между давлением после сепаратора и в газопроводе, ограничивающие число режимов исследования. Поэтому для обеспечения необходимого числа режимов в схеме оборудования скважины, подключенной к газосборному пункту, предусмотрена факельная линия для проведения части исследований с выпуском газа в атмосферу.
Исследование скважины на стационарных режимах проводится по заранее составленной программе работ. Объем исследований по этой программе устанавливается на основании проектных решений или исходя из проведенных ремонтно-профилактических и интенсификационных работ. В соответствии с программой исследования и в зависимости от обустройства промысла подготавливаются соответствующие приборы, оборудования и инструменты. Их монтируют на скважине по схемам, показанным на рисунке 1.3.
Перед исследованием скважины на стационарных режимах необходимо ознакомиться с геолого-промысловыми материалами по данной скважине и месторождения. Если процессы восстановления и стабилизации давления, дебита и забойного давления продолжаются несколько часов и более, то следует выбрать ускоренные методы исследования скважины. Перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим Рст. Исследование нужно начинать с меньшего дебита и наращивать его от режима к режиму. После фиксирования статического давления скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом и дожидаться полной стабилизации забойного (устьевого) давления и дебита. Забой скважины при испытании ее методом установившихся отборов должен быть чистым, или, если имеется столб жидкости или песчаная пробка, желательно, чтобы высота их оставалась неизменной. В противном случае коэффициенты сопротивления, определяемые по результатам испытания, будут переменными от режима к режиму.
Значения забойных давлений, дебита и температуры должны быть фиксированы после полной стабилизации давления и дебита. Условия стабилизации оцениваются постоянством показаний приборов, используемых для измерения давления, перепада давлений на расходомере и температуры во времени. После снятия этих показаний на первом режиме диафрагме (штуцере) скважину закрывают для восстановления давления до статического. Процессы пуска скважины и стабилизации давления и дебита при этом, работа скважины на установившемся режиме, восстановления давления после закрытия скважины на данной диафрагме составляют один режим работы скважины.
Характер изменения давления на одном режиме с полной стабилизацией забойного устьевого давления и дебита, работой на режиме и с полным восстановлением давления после закрытия скважины показан на рисунке 1.4.
Рисунок. 1.4 Характер изменения давления при исследовании скважины на режиме.
При значительном количестве жидкости в продукции скважины следует пользоваться глубинными приборами с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Если забойное оборудование и коррозионно-активные компоненты затрудняют измерение забойного давления глубинными манометрами, то следует в зависимости от количества жидкости и газа, конструкции скважины, коэффициента сопротивления труб и структуры потока вывести эмпирическую формулу для достаточно точного определения забойного давления таких скважин.
75 % геологического разреза нефтегазоносного месторождения слагают глинистые минералы, такие как каолинит, хлорит и гидрослюда. Как известно, эти глинистые минералы менее опасны, чем например, монтмориллонит. Емкость поглощения этих минералов не высокая, но, тем не менее, гидратация все же имеет место быть. При проводке скважин возникают набухание глин, закупорка коллектора. Следовательно, взаимодействие ошибочно подобранного бурового раствора с глинистыми горными породами при бурении на месторождении не только увеличивает вероятность появления технологических осложнений, но и уменьшает нефтеотдачу пласта. Чтобы решить проблемы, возникающие при взаимодействии
системы глина - буровой раствор на месторождении, нужно основательно разобрать теоретическую основу гидратации глинистых минералов. Состав и реологические свойства буровых промывочных жидкостей существенно влияют как на устойчивость стенок скважин, сложенных глинистыми частицами, так и на процесс бурения в целом.
Результат взаимодействия глины с водой бурового раствора, проявляющееся в росте влажности, объёма частиц, давления, также приводит к распаду структуры глинистых частиц, обобщенно называется понятием "набухание глинистых пород".
Процесс набухания глинистых пород разделяют на две стадии: адсорбционного (или внутрикристаллического) и макроскопического (или осмотического) набухания.
Первая стадия набухания глинистых пород связана с поглощением влаги в результате действия адсорбционных сил и заканчивается в основном при влажности, близкой к максимальной гигроскопической. Эта стадия мало влияет на изменение объёма пород в целом, поскольку объём влаги при этом в значительной степени соизмерим с объёмом её пор.
Вторая стадия набухания глинистых пород обусловлена процессами поглощения влаги вследствие осмотических сил или осмотического давления, возникающего вблизи поверхности глинистых частиц и создаваемого избыточной активной концентрацией отдиссоцированных с поверхности частиц обменных ионов (катионов). Существенное приращение объёма грунта происходит именно на этой макроскопической стадии набухания. Приращение объёма при набухании глинистых пород зависит от сочетания адсорбционных, осмотических и капиллярных сил.
Набухание наиболее выражено в слабосцементированных переуплотненных глинистых породах, содержащих глинистые минералы с эластичной кристаллической решеткой (типа монтмориллонита). Все факторы, от которых зависит набухание глин, можно подразделить на четыре типа:
Состав глинистых пород оказывает влияние на процесс их набухания в зависимости, главным образом, от величины их удельной поверхности, а также от количества и вида обменных ионов, то есть от величин их ионной и поверхностной активности. Глинистые минералы, характеризующиеся высокой сорбционной активностью в отношении молекул воды, играют значительную роль в процессе.
С ростом удельной поверхности глинистых минералов и их ёмкости обмена и степени диссоциации обменных ионов (катион), то набухаемость таких пород возрастает. Следовательно, можно расположить глинистые минералы по следующий ряд по их собственности к набуханию:
Набухаемость глинистых грунтов также определяется валентность обменных катионов и их радиусом. С уменьшением валентности катиона или радиуса катиона при одинаковой валентности, то значительно понижается взаимодействие катиона с поверхностью глинистых частиц, в силу чего величина набухаемости растёт. Роль обменных катионов возрастает при набухании минералов с раздвижной кристаллической решеткой (типа монтмориллонита), обладающих внутрикристаллическим набуханием и большой емкостью обмена[2, с. 60]. Для второй стадии набухания характерен следующий ряд ионов по влиянию на набухаемость глин:
На набухание глинистых пород немалое влияние оказывают структурно-текстурные особенности глинистых пород: тип структуры, структурные связи, плотность, ориентированность и сложность их текстуры. При нарушении природных структурных связей, величина набухания в глинистых отложениях увеличивается. Ученые доказали, что глинистые породы имеют деформацию набухания в 1,3-1,8 раза в перпендикулярном направлении слоистости больше, чем в параллельном направлении слоистости.
Состав и концентрация электролитов в буровом растворе получают признание для обобщенного определения набухаемости глинистых частиц при изменении гидрохимических условий. В общем случае повышение концентрации раствора электролита вызывает подавление процесса набухания глинистых пород.
Кроме вышесказанных факторов, от которых зависит величина набухаемости, причём необходимо учесть влияние температуры и осмотического давления, при которых идёт процесс набухания. Следует из экспериментальных данных ученых, относительная величина набухания глинистых пород изменяется в зависимости от давления по экспоненциальному закону. Характер набухания глинистых пород, как установлено, зависит от температуры. Чем больше нагрета порода, тем важнее этот эффект.
Механизм ингибирования глин заключается в следующем:
1) на поверхности глины усиливается адсорбция ионов Са2+, К+, Ва2+, N4+ и ими замещаются вакантные участки в кристалли ческой решетке породы;
2) при катионном обмене активируются ранее пассивные глин или поверхности глинистых частиц;
3) ослабляются анизотропия и анизометрия частиц в результате появления на глине замещенных экспонированных участков;
4) повышается заряд глинистых частиц, возникают контактная и жидкостная коагуляция глинистых частиц.
Подавить процесс набухания глин можно физико-химическими методами, именно этот процесс и называется ингибированием. Это достигается с применением в растворах электролитов (солей) в определенных концентрациях, превышающих порог коагуляции. Такие системы созданы для предупреждения аварий и осложнений, связанных с осыпями и обвалами неустойчивых глин. Этот вид осложнений при бурении вызывает наибольшие потери, которые нередко заканчиваются ликвидацией скважин, поэтому трудно переоценить роль буровых растворов в решении этой нелегкой задачи.
Успех предупреждения осыпей и обвалов глинистых пород в различных геологических условиях полностью зависит от правильного выбора типа бурового раствора, его состава и свойств. Поведение потенциально неустойчивых глин определяется двумя основными факторами - физико-химическим и физическим. Первый фактор является основным, и его сущность заключается в характере (механизме) физико-химического взаимодействия бурового раствора и его фильтрата с разбуриваемыми глинами.
Однако полностью решить проблему ликвидации осложнений и повышения устойчивости стенок скважин при бурении в неустойчивых глинистых породах методами ингибирования пока еще не удалось. Ожидаемый эффект от применения ингибированных растворов для глинистого комплекса пород оказался недостаточным. Увлажнение глин фильтратами ингибированных растворов замедляло их гидратацию, набухание и разупрочнение, но не предупреждало в дальнейшем развитие этих процессов
Мероприятия по борьбе с неустойчивостью глинистых горных пород в процессе бурения
Нарушение целостности стенок скважины происходит вследствие возникновения давления со стороны глинистых горных пород. Давление со стороны глинистых горных пород обусловлено массой вышележащих слоев породы. Напряженно-деформированное состояние горных пород вблизи скважины в значительной степени изменяется вследствие физико-химического воздействия на них бурового раствора. Значительную роль в передачи горного давления играет влажность породы. Например, глина при влажности более 10% проявляет высокую пластичность и передает горное давление почти на полную величину. Наличие каверн в стволе скважины усиливает нарушение устойчивости существования глинистых горных пород.
Если скважины вскрывают пласты с низким давлением, и на месторождениях на завершающей стадии их разработки исследования с выпуском газа в газопровод встречают определенные трудности, что связано с небольшой разницей между давлением после сепаратора и в газопроводе, ограничивающие число режимов исследования. Поэтому для обеспечения необходимого числа режимов в схеме оборудования скважины, подключенной к газосборному пункту, предусмотрена факельная линия для проведения части исследований с выпуском газа в атмосферу.
Исследование скважины на стационарных режимах проводится по заранее составленной программе работ. Объем исследований по этой программе устанавливается на основании проектных решений или исходя из проведенных ремонтно-профилактических и интенсификационных работ. В соответствии с программой исследования и в зависимости от обустройства промысла подготавливаются соответствующие приборы, оборудования и инструменты. Их монтируют на скважине по схемам, показанным на рисунке 1.3.
Перед исследованием скважины на стационарных режимах необходимо ознакомиться с геолого-промысловыми материалами по данной скважине и месторождения. Если процессы восстановления и стабилизации давления, дебита и забойного давления продолжаются несколько часов и более, то следует выбрать ускоренные методы исследования скважины. Перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим Рст. Исследование нужно начинать с меньшего дебита и наращивать его от режима к режиму. После фиксирования статического давления скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом и дожидаться полной стабилизации забойного (устьевого) давления и дебита. Забой скважины при испытании ее методом установившихся отборов должен быть чистым, или, если имеется столб жидкости или песчаная пробка, желательно, чтобы высота их оставалась неизменной. В противном случае коэффициенты сопротивления, определяемые по результатам испытания, будут переменными от режима к режиму.
Значения забойных давлений, дебита и температуры должны быть фиксированы после полной стабилизации давления и дебита. Условия стабилизации оцениваются постоянством показаний приборов, используемых для измерения давления, перепада давлений на расходомере и температуры во времени. После снятия этих показаний на первом режиме диафрагме (штуцере) скважину закрывают для восстановления давления до статического. Процессы пуска скважины и стабилизации давления и дебита при этом, работа скважины на установившемся режиме, восстановления давления после закрытия скважины на данной диафрагме составляют один режим работы скважины.
Характер изменения давления на одном режиме с полной стабилизацией забойного устьевого давления и дебита, работой на режиме и с полным восстановлением давления после закрытия скважины показан на рисунке 1.4.
Рисунок. 1.4 Характер изменения давления при исследовании скважины на режиме.
При значительном количестве жидкости в продукции скважины следует пользоваться глубинными приборами с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Если забойное оборудование и коррозионно-активные компоненты затрудняют измерение забойного давления глубинными манометрами, то следует в зависимости от количества жидкости и газа, конструкции скважины, коэффициента сопротивления труб и структуры потока вывести эмпирическую формулу для достаточно точного определения забойного давления таких скважин.
-
Набухание пород, взаимодействия бурового промывочного раствора с горной породой.
75 % геологического разреза нефтегазоносного месторождения слагают глинистые минералы, такие как каолинит, хлорит и гидрослюда. Как известно, эти глинистые минералы менее опасны, чем например, монтмориллонит. Емкость поглощения этих минералов не высокая, но, тем не менее, гидратация все же имеет место быть. При проводке скважин возникают набухание глин, закупорка коллектора. Следовательно, взаимодействие ошибочно подобранного бурового раствора с глинистыми горными породами при бурении на месторождении не только увеличивает вероятность появления технологических осложнений, но и уменьшает нефтеотдачу пласта. Чтобы решить проблемы, возникающие при взаимодействии
системы глина - буровой раствор на месторождении, нужно основательно разобрать теоретическую основу гидратации глинистых минералов. Состав и реологические свойства буровых промывочных жидкостей существенно влияют как на устойчивость стенок скважин, сложенных глинистыми частицами, так и на процесс бурения в целом.
Результат взаимодействия глины с водой бурового раствора, проявляющееся в росте влажности, объёма частиц, давления, также приводит к распаду структуры глинистых частиц, обобщенно называется понятием "набухание глинистых пород".
Процесс набухания глинистых пород разделяют на две стадии: адсорбционного (или внутрикристаллического) и макроскопического (или осмотического) набухания.
Первая стадия набухания глинистых пород связана с поглощением влаги в результате действия адсорбционных сил и заканчивается в основном при влажности, близкой к максимальной гигроскопической. Эта стадия мало влияет на изменение объёма пород в целом, поскольку объём влаги при этом в значительной степени соизмерим с объёмом её пор.
Вторая стадия набухания глинистых пород обусловлена процессами поглощения влаги вследствие осмотических сил или осмотического давления, возникающего вблизи поверхности глинистых частиц и создаваемого избыточной активной концентрацией отдиссоцированных с поверхности частиц обменных ионов (катионов). Существенное приращение объёма грунта происходит именно на этой макроскопической стадии набухания. Приращение объёма при набухании глинистых пород зависит от сочетания адсорбционных, осмотических и капиллярных сил.
Набухание наиболее выражено в слабосцементированных переуплотненных глинистых породах, содержащих глинистые минералы с эластичной кристаллической решеткой (типа монтмориллонита). Все факторы, от которых зависит набухание глин, можно подразделить на четыре типа:
-
состав и структура твердой части глинистых пород (гранулометрический состав, минеральный состав, структурно-текстурные особенности, состав обменных катионов, влажность и др.); -
химический состав взаимодействующего с глиной раствора; -
температура, при которой идёт набухание; -
величина давления, под которым находится грунт.
Состав глинистых пород оказывает влияние на процесс их набухания в зависимости, главным образом, от величины их удельной поверхности, а также от количества и вида обменных ионов, то есть от величин их ионной и поверхностной активности. Глинистые минералы, характеризующиеся высокой сорбционной активностью в отношении молекул воды, играют значительную роль в процессе.
С ростом удельной поверхности глинистых минералов и их ёмкости обмена и степени диссоциации обменных ионов (катион), то набухаемость таких пород возрастает. Следовательно, можно расположить глинистые минералы по следующий ряд по их собственности к набуханию:
| монтмориллонитовые > гидрослюдистые > каолинитовые |
Набухаемость глинистых грунтов также определяется валентность обменных катионов и их радиусом. С уменьшением валентности катиона или радиуса катиона при одинаковой валентности, то значительно понижается взаимодействие катиона с поверхностью глинистых частиц, в силу чего величина набухаемости растёт. Роль обменных катионов возрастает при набухании минералов с раздвижной кристаллической решеткой (типа монтмориллонита), обладающих внутрикристаллическим набуханием и большой емкостью обмена[2, с. 60]. Для второй стадии набухания характерен следующий ряд ионов по влиянию на набухаемость глин:
| Li+ > Na+ >NH4+ > K+ > Mg2+ > Ca2+ > Al3+ > Fe3+ |
На набухание глинистых пород немалое влияние оказывают структурно-текстурные особенности глинистых пород: тип структуры, структурные связи, плотность, ориентированность и сложность их текстуры. При нарушении природных структурных связей, величина набухания в глинистых отложениях увеличивается. Ученые доказали, что глинистые породы имеют деформацию набухания в 1,3-1,8 раза в перпендикулярном направлении слоистости больше, чем в параллельном направлении слоистости.
Состав и концентрация электролитов в буровом растворе получают признание для обобщенного определения набухаемости глинистых частиц при изменении гидрохимических условий. В общем случае повышение концентрации раствора электролита вызывает подавление процесса набухания глинистых пород.
Кроме вышесказанных факторов, от которых зависит величина набухаемости, причём необходимо учесть влияние температуры и осмотического давления, при которых идёт процесс набухания. Следует из экспериментальных данных ученых, относительная величина набухания глинистых пород изменяется в зависимости от давления по экспоненциальному закону. Характер набухания глинистых пород, как установлено, зависит от температуры. Чем больше нагрета порода, тем важнее этот эффект.
Механизм ингибирования глин заключается в следующем:
1) на поверхности глины усиливается адсорбция ионов Са2+, К+, Ва2+, N4+ и ими замещаются вакантные участки в кристалли ческой решетке породы;
2) при катионном обмене активируются ранее пассивные глин или поверхности глинистых частиц;
3) ослабляются анизотропия и анизометрия частиц в результате появления на глине замещенных экспонированных участков;
4) повышается заряд глинистых частиц, возникают контактная и жидкостная коагуляция глинистых частиц.
Подавить процесс набухания глин можно физико-химическими методами, именно этот процесс и называется ингибированием. Это достигается с применением в растворах электролитов (солей) в определенных концентрациях, превышающих порог коагуляции. Такие системы созданы для предупреждения аварий и осложнений, связанных с осыпями и обвалами неустойчивых глин. Этот вид осложнений при бурении вызывает наибольшие потери, которые нередко заканчиваются ликвидацией скважин, поэтому трудно переоценить роль буровых растворов в решении этой нелегкой задачи.
Успех предупреждения осыпей и обвалов глинистых пород в различных геологических условиях полностью зависит от правильного выбора типа бурового раствора, его состава и свойств. Поведение потенциально неустойчивых глин определяется двумя основными факторами - физико-химическим и физическим. Первый фактор является основным, и его сущность заключается в характере (механизме) физико-химического взаимодействия бурового раствора и его фильтрата с разбуриваемыми глинами.
Однако полностью решить проблему ликвидации осложнений и повышения устойчивости стенок скважин при бурении в неустойчивых глинистых породах методами ингибирования пока еще не удалось. Ожидаемый эффект от применения ингибированных растворов для глинистого комплекса пород оказался недостаточным. Увлажнение глин фильтратами ингибированных растворов замедляло их гидратацию, набухание и разупрочнение, но не предупреждало в дальнейшем развитие этих процессов
Мероприятия по борьбе с неустойчивостью глинистых горных пород в процессе бурения
Нарушение целостности стенок скважины происходит вследствие возникновения давления со стороны глинистых горных пород. Давление со стороны глинистых горных пород обусловлено массой вышележащих слоев породы. Напряженно-деформированное состояние горных пород вблизи скважины в значительной степени изменяется вследствие физико-химического воздействия на них бурового раствора. Значительную роль в передачи горного давления играет влажность породы. Например, глина при влажности более 10% проявляет высокую пластичность и передает горное давление почти на полную величину. Наличие каверн в стволе скважины усиливает нарушение устойчивости существования глинистых горных пород.