Что влияет на снижение давления в призабойной зоне при спо инструмента

Что влияет на снижение давления в призабойной зоне при спо инструмента

Высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне скважины может быть обусловлено геологическими характеристиками нефтяного пласта, физическими свойствами добываемой жидкости (высоковязкие и высокопарафинистые нефти) или кольматацией призабойной зоны пласта (ПЗП), то есть частичной закупоркой микроканалов пористой среды, в результате проведения технологических мероприятий.

К таким технологическим мероприятиям можно отнести:

— бурение скважины и цементирование обсадной колонны;

— освоение и глушение скважин (с применением промывочных жидкостей и жидкостей глушения);

— эксплуатация скважины и др.

Под кольматацией понимают загрязнение призабойной зоны буровым раствором при вскрытии продуктивного пласта, ухудшение свойств призабойной зоны при цементаже, перфорации продуктивного интервала, набухании глин.

Во время вскрытия продуктивного пласта бурением происходит проникновение глинистых частиц из бурового раствора в приводящие фильтрационные каналы породы. Как правило, продуктивные пласты вскрываются при давлениях, значительно превышающие пластовое. Для предотвращения нефтегазопроявлений при бурении приходиться создавать гиростатическое давление столба жидкости (бурового раствора) значительно превышающее пластовое давление. Величина гидростатической репрессии зависит от плотности бурового раствора, высоты столба жидкости и пластового давления.

Помимо гидростатического давления столба жидкости при бурении могут возникать гидродинамические репрессии на пласт, часто имеющие пульсирующий характер. Они возникают при спускоподъемных операциях, пульсирующей подачи жидкости, остановке насоса, образовании сальника в затрубном пространстве и на долоте. Установлено, что гидродинамический перепад давления повышается с глубиной спуска бурильной колонны, увеличением скорости спуска колонны, ростом числа спускоподъемных операций. Особенно высокие значения гидродинамических давлений возникают в процессе быстрого спуска бурильной колонны, и они могут достигать 4-10МПа. Набухание глинистых частиц представляет собой достаточно сложное явление, возникающее при проникновении в пласт пресной воды или воды другой минерализации. Оно происходит в результате нарушения физико-химического равновесия между глиной, пластовой водой и водой, проникающей в пласт по какой либо причине.

Основываясь на эмпирических данных, полученных за период работы ОАО «Сургутнефтегаз», а именно Сургутского УПНПиКРС в области гидравлического разрыва пласта можно сделать вывод, что засоренные твердыми частицами бурового раствора фильтрационные каналы пород приводят к тому, что в процессе гидроразрыва пласта (ГРП) возникают дополнительные давления в призабойной зоне пласта. Это в свою очередь существенно влияет на успешность проведения операции ГРП в целом. Также добавочное давление может быть обусловлено различными ограничениями вблизи ствола скважины: извилистым путем потока через микрозазор между цементом и породой, ограниченным количеством перфораций, соединяющих с трещиной, многочисленными ответвлениями трещины, переориентацией трещины по мере ее распространения от ствола скважины и т.д. Измеренное давление превышает давление внутри трещины и зависит от расхода. Коллектор высокой проницаемости, для которого расход распространения относительно велик, имеет весьма значительный компонент трения, из-за чего давление распространения значительно превышает давление смыкания. Кроме того, как трение в зоне перфорации из-за кольматации, так и извилистость зависят от расхода и увеличиваются с ростом расхода.

Используя ступенчатое снижение расхода после тестового ГРП, можно установить природу высоких аномальных пластовых давлений, при их наличии.

Они могут влиять на график зависимости давления от расхода таким образом, что участок распространения не попадет на прямую линию и наклон будет отличаться от того, каким он должен быть. Эти точки данных могут смещаться, и, в зависимости от их смещения, можно сделать вывод о причине высоких давлений, это может быть как кольматация и извилистость, так и трение в перфорационных отверстиях. При наличии большого трения в зоне перфорации маловероятно получение эффекта от проработки призабойной зоны пласта мелким проппантом и с увеличением расхода, ведь увеличение расхода приводит к резкому увеличения давления и невозможности закачки проппанта в пласт.

8 октября 2015 года был произведен анализ тестового ГРП на кусту 188, скважина 5680Гр Северо-Лабатьюганского месторождения.

Рисунок 1 – Тестовый ГРП

Основываясь на полученных данных можно сделать вывод, что в данном случае имеет место высокая кольматация ПЗП и закачка проппанта в пласт со стандартым расчетом не подходит ввиду высокого шанса получения режима «Стоп».

В результате произведено изменение дизайна закачки. Увеличена начальная стадия закачки геле-проппантовой смеси с концентрацией 100 кг/м3 до объёма 30 м3 вместо 16 м3 запланированных первончально и до 17 м3 с концентрацией проппанта 100-200кг/м3 фракции 30/60 с целью проработки призабойной зоны пласта, а также с целью контроля прохода зоны перфорации и призабойной зоны на первых стадиях закачки.

В результате изменения дизайна закачки был успешно проведен первый этап многосекционного ГРП на кусту 188, скважина 5680Гр Северо-Лабатьюганского месторождения. На последующих этапах проблем с кольматацией призабойной зоны не возникло и изменения дизайна с целью проработки призабойной зоны не потребовалось. На рисунке 2 представлен график закачки при многосекционном ГРП на Северо-Лабатьюганском месторождении.

Также одним из методов снижения влияния кольматации ПЗП при гидравлическом разрыве пласта является метод дренирования. На рисунке 3 представлен пример дренирования ПЗП на скважине 5504Гр (куст 181) Северо-Лабатьюганского месторождения.

Рисунок 2 – График изменения давления при многосекционном ГРП

Рисунок 3 – Изменения давления при дренировании

Метод дренирования заключается в повышение давление на забое скважины с последующим резким снижением расхода, соответственно и давлением, приводящим к разрушению кольматированной породы призабойной зоны пласта. Примером успешного дренирования является проведенный МС ГРП на кусту 1104, скважина 10644, где после тестового ГРП было принято и согласовано решение проведения дренирования, давление на устье скважины не превышало 40 МПа.

За год было произведено 56 многосекционных ГРП, из которых в 10 случаях применялась проработка ПЗП мелким проппантом. В двух случаях произошли осложнения: на первом этапе в скважине 620 (куст 40) Западно-Чигоринского месторождения, на втором этапе в скважине 3512 (куст 80Б) Русскинского месторождения. Использование проработки, как метода снижения влияния кольматации ПЗП, оправдано, это является эффективным средством по снижению влияния кольматации на процесс проведения ГРП, позволяющим безопасно определить возможность закачки в пласт требуемого объема проппанта.

Источник

Причины, снижающие фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах. Выбор метода воздействия на ПЗП

Информация о состоянии ПЗП имеет важное значение не только для регулирования процесса разработки месторождения, но и для сод\здания новых эффективных способов обработки ПЗП с целью повышения проницаемости пласта. Одним из главных условий, влияющих на добывные возможности скважин, является качество вскрытия продуктивного пласта. Завышение скорости спуска бурового инструмента в скважину при вскрытии продуктивного пласта часто приводит к гидроразрыву пласта, образованию или раскрытию трещин коллектора и фильтрации промывочной жидкости в эти трещины.

После снятия давления трещины породы смыкаются, и большая часть поверхностных частиц защемляется в породе пласта. При этом в определенных условиях ПЗП настолько загрязняется, что восстановление первоначальной проницаемости пласта достигается с помощью длительных и трудоемких технологических операций, а в некоторых и не удается. По данным института «ТатНИПИнефть», снижение нефтенасыщенности ПЗП на 25-30% вследствие применения буровых растворов на водной основе и глинизация стенок скважины приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти в 7-10 раз, что снижает дебиты нефти по скважинам в 3-6 раз. Во время бурения скважины на глинистом растворе, наряду с возможным проникновением в пласт фильтрата и образования глинистой корки на стенке скважины, идет процесс кольматации пород пласта, то есть заполнение внутрипорового пространства наиболее проницаемой части пласта тонкодисперсной фазой глинистого раствора с поаледующим его закреплением в каналах порового пространства.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин по различным причинам :

— глушение скважин перед подземным ремонтом некондиционными растворами или водой с повышенным содержанием мех.примесей;

— несоблюдение технологии проведения различных ГТМ;

— несвоевременное и некачественное освоение скважин после проведения ГТМ ( кислотные обоаботки, обработки ПЗП оксидатом, щелевая разгрузка с кислотной обработкой и т.д.)

— отложение смолопарафиновых соединений;

— химическую и биологическую кольматацию;

— закачку в пласт воды при заводнении с повышением допустимых норм по мех.примесям (30мг/л) и т.д.

Степень восстановления проницаемости ПЗП (по данным промыслового исследования ) зависит от времени с момента остановки скважины до ее освоения. С увеличением этого времени полнота восстановления проницаемости снижается. Отсюда следует, что необходимо до минимума сокращать время с момента завершения работ по обработке ПЗП или других ГТМ, связанных с глушением скважины до освоения и ввода их в эксплуатацию.

Существенное снижение относительного коэффициента фильтрации происходит при снижении температуры, особенно это наблюдается при температуре, равной или ниже температуры насыщения нефти парафином. При этом, в зависимости от проницаемости породы, происходит частичная или полная закупорка поровых каналов смолопарафиновыми отложениями. Образование твердых смолопарафиновых отложений в продуктивном пласте может происходить не только из-за снижения пластовой температуры, но и в результате изменения температуры насыщения нефти парафином.

Изменения температуры насыщения нефти парафином возможно в течении определенного времени разработки месторождения под воиянием происходящих изменений в самом пласте, например за счет выделения растворенного в нефти газа из-за снижения Рпл ниже Рнас., что влечет к изменению компонентного состава пластовой нефти и, как следствие, интенсивность выпадения парафина.

Интенсивному загрязнению призабойной зоны пласта, иногда с полной потерей проницаемости, подвергаются и нагнетательные скважины, имеющие высокую естественную первоначальную проницаемость.

Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

Факторы снижающие гидропроводность ПЗП: гидромеханические, термохимические, биологические.

Гидромеханические – в большей степени прявляются в нагнетательных скважинах. Они основаны на гидромеханическом загрязнении фильтрующей поверхности ПЗП мех.примесями и углеводородными соединениями, содержащимися в закачиваемой в пласт воде.

К термохимической – относятся нерастворимые осадки, которые образуются при смешивании пресной и пластовой воды. При этом может наблюдаться образование неорганических солей, гипса, выпадение кристаллов парафина и на их основе – возникновениеАСПО.

К термической группе факторов снижения проницаемости ПЗП относится выпадение нерастворимых в кислотных растворах солей, гидрата окиси железа, сульфидных и силикатных соединений. Эти процессы наблюдаются при несоблюдении режима кислотных обработок, применение некондиционных растворов.

Выбор метода воздействия на ПЗП.

Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают или восстанавливают за счет создания или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, удаления из призабойной зоны смолопарафиновых отложений, окислов железа, мех.примесей и т.д. условно методы увеличения проницаемости пород ПЗП скважин разделяют на химические, механические, тепловые, физические и вибрационные. Нередко эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно для получения лучших результатов.

Химические методы чаще применяются и дают хорошие результаты в карбонатных коллекторах. А также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. Химические – применяют, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложения которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗП (соли, железистые отложения и др.) Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислая обработка.

Механические методы воздействия применяют в продуктивных пластах, сложенных плотными породами, с целью создания дополнительных или расширения существующих трещин в ПЗП с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта. К этому виду относится ГРП, щелевая разрузка и т.п.

Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗП образуются смолопарафиновые отложения, а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев ПЗП с целью удаления из нее смол, парафина, асфальтенов осуществляется при помощи прогрева ПЗП глубинными электронагревателями, острым паром, перешретой водой, горячей нефтью и т.д. При этом в ПЗП должна создаваться и поддерживаться тенмпература выше температуры плавления смолопарафиновых отложений.

Физические методы предназначены для удаления из ПЗП скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что и увеличивает проницаемость пород для нефти.

Последнее время с целью улучшения проницаемости ПЗП в нефтяных и нагнетательных скважинах применяют волновой, вибрационный, гидроимпульсный и акустический методы. Эти методы находятся в стадии доработки и совершенствования.

Разработка месторождений с вязкими нефтями.

До настоящего времени наиболее признанными методами разработки месторождений вязкой нефти являются тепловые. Это паротепловое воздействие (ПТВ), воздействие горячей водой (ВГВ), внутрипластовое горение.

При паротепловых методах разработки месторождений вязкой нефти в залежь через специальные паронагнетательные скважины закачивается оторочка теплоносителя с температурой 320-340°С в объеме 60-80% объема пор пласта, а затем через эти же нагнетательные скважины в пласт закачивается холодная вода для проталкивания тепла к добывающим скважинам в количестве до экономически предельного уровня рентабельности. Это может быть 2-3 поровых объема пласта.

В результате многолетних целенаправленных исследований в объединении «Удмуртнефть» совместно с институтами разработаны научно обоснованные, принципиально новые технологии термоциклического и термополимерного воздействия на пласты:

— Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт – ИДТВ;

— Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами – ИДТВ(П);

— Технология комбинированного теплоциклического воздействия на пласт через системы нагнетательных и дбывающих скважин – ТЦВП.

Источник

Геомеханическое моделирование в оценке величины допустимой депрессии для скважины с открытым забоем

Ю.В. Кондрашова
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Ключевые слова: геомеханическая модель, вынос твердой фазы, стабильность ствола, разрушение, допустимая депрессия, глубина повреждений, напряжения

Дано описание геомеханического исследования в области стабильности околоскважинного пространства и прогноза устойчивости стенок ствола скважины при ее эксплуатации со значительным выносом твердой фазы. Сделана попытка ответить на вопрос: до какой степени можно снижать забойное давление при эксплуатации скважины, чтобы избежать неконтролируемого выноса твердых частиц и коллапса скважины. Такая необходимость часто связана с поддержанием добычи на плановом уровне по экономическим соображениям. Основным инструментом в подобном анализе является качественно построенная 1D геомеханическая модель ствола скважины. Приведена простая методика, позволяющая с помощью такой модели спрогнозировать критичность состояния околоскважинной зоны.

geomechanical modeling in estimation of limit drawdown pressure for the open hole well

PRONEFT». Professional’no o nefti, 2017, no. 4(6), pp. 36-39

Yu.V. Kondrashova
Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), RF, Moscow

Keywords: geomechanical model, solid production, wellbore stability, shear failure, critical drawdown pressure, depth of damage, stresses

The article is devoted to geomechanical research in wellbore stability analysis area. It’s related to solid production prediction and maintaining borehole zone in stable conditions during recovery. The research attempts to answer the question – what the bottom hole pressure should we use (and could we decrease it) to avoid uncontrolled solid production and wellbore collapse. This need is often associated with maintaining production at a planned level for economic reasons. The main tool in such analysis is a qualitatively constructed 1D geomechanical model (1D MEM – Mechanical Earth Model). This article presents a methodology which allows to predict of borehole zone criticality and to define allowable and critical drawdown pressure.

введение

Прогнозирование количества вынесенной породы из скважин с открытым забоем – одна из главных задач при назначении для них рабочей депрессии.

Как известно, вопрос пескопроявления и выноса твердой фазы необходимо рассматривать с двух сторон: геомеханической – для оценки степени разрушения околоскважинного пространства, и гидродинамической – для определения скорости потока и ее влияния на вынос разрушенных частиц. Однако часто наблюдается незакономерный вынос породы, обусловленный влиянием особых процессов, происходящих в призабойной зоне, когда при снижении забойного давления вынос отсутствует, и, наоборот, с его повышением обломки породы появляются на поверхности. Это свидетельствует об уже имеющихся разрушениях околоскважинной зоны. В этом случае 1D геомеханическая модель (MEM – Mechanical Earth Model) позволяет оценить уровень и характер разрушений, что в свою очередь определяет возможность увеличения депрессии на текущий период эксплуатации скважины, чтобы избежать ее полного разрушения.

Оценка возможности повышения депрессии с целью увеличения добычи была проведена для скв. S-1 месторождения Х, карбонатный коллектор которого характеризуется аномально высоким пластовым давлением. Вынос твердой фазы происходил вне зависимости от применяемой депрессии или дебита. Опыт освоения соседней скважины данного месторождения, полностью разрушенной при опробовании, также свидетельствует о разрушающем воздействии применяемой депрессии. Главная задача заключается в том, чтобы найти критическое значение давления, при котором не будет происходить постепенного разрушения околоскважинной зоны, а также неконтролируемого выноса породы.

Целью данной работы являлась оценка состояния открытого забоя исследуемой скважины. Необходимо было дать рекомендации по ограничению депрессии (возможно ли ее увеличить на текущий момент), чтобы избежать негативных последствий при эксплуатации скважины.

ПОСТРОЕНИЕ ЭЛЛИПТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ РАЗРУШЕНИЯ

Рис. 1. 1D MEM участка коллектора с разной глубиной повреждений относительно радиуса скважины

Чтобы перейти от качественного анализа к количественному, существует концепция глубины повреждений (depth of damage), основанная на утверждении, что критическое состояние ствола скважины или самый высокий риск обрушения достигается в тот момент, когда радиус скважины по наибольшей оси эллипса составляет 20-25 % номинального радиуса скважины [2] (зона, указанная красной заливкой на рис. 1). Следует отметить, что в плане модель разрушения ствола скважины в идеале представляет собой эллипс: со стороны большей оси действует минимальное горизонтальное напряжение, со стороны меньшей – максимальное SH_max (рис. 2).

Рис. 2. Фактическое разрушение (а) и модель разрушения (б) ствола скважины (в плане) в зонах с наибольшей вероятностью выноса породы:
r₀ – начальный радиус скважины; r_a, r_b – соответственно большая и малая полуось эллипса разрушения

Если предположить, что максимальное разрушение ствола возникает в момент достижения максимальной депрессии (или минимального забойного давления), то количество разрушенной породы по принятой эллиптической модели разрушения M_model должно быть с долей погрешности соизмеримо с накопленным количеством фактически вынесенной породы на поверхность M_solid. Таким образом, об адекватности подобранной эллиптической модели по всему открытому стволу можно судить, сравнивая количество разрушенной породы, определеное по модели, с накопленным количеством породы, фактически вынесенной на поверхность, что в итоге позволяет оценить критичность состояния всего резервуара.

В таблице представлены результаты расчетов по модели разрушения. Следует отметить, что рассчитанное по модели количество разрушенной породы при забойном давлении 46 МПа практически соответствует ее фактической массе.

Из рис. 1 видно, что зеленая линия, соответствующая минимальному (за время эксплуатации скважины) забойному давлению, пересекает красно-оранжево-желтую зону во многих интервалах, следовательно, разрушения достигли критического уровня в некоторых особенно слабых интервалах, и превышение данного значения давления в дальнейшем может негативно отразиться на стабильности ствола скважины. Критическое значение забойного давления для скважины S-1 составило 46 МПа.

ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА ИСТОЩЕНИЯ НА СТАБИЛЬНОСТЬ СТЕНОК СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Помимо критической депрессии, которая может стать причиной сдвиговых разрушений в той или иной области, по мере истощения и снижения пластового давления повышаются эффективные напряжения σ_eff, представляющие собой разность полного напряжения σ и текущего пластового давления p_init

где η – коэффициент пороупругости.

Эффективное тангенциальное напряжение вычисляется по формуле

где σ₁, σ₂ – главные напряжения в поперечном сечении ствола скважины, МПа;
p_w – текущее забойное давление, МПа.

Эти напряжения (тангенциальные или кольцевые), действующие на стенки ствола скважины, могут привести к разрушению горной породы. Для того, чтобы компенсировать нарастающие напряжения, забойное давление в процессе эксплуатации должно превышать установленное критическое значение.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

На рис. 3 представлен результирующий график, суммирующий вышесказанные положения по определению допустимой депрессии для скважины S-1, исходя из существующих пластовых условий.

Рис. 3. Определение допустимой депрессии для скважины S-1 c учетом истощения пласта и состояния его призабойной зоны

По рис. 3 можно определить, в каком диапазоне должна быть депрессия, чтобы избежать сдвиговых разрушений в околоскважинной зоне. При попадании в «конус» возникают условия, способствующие образованию дополнительных разрушений за счет возрастающих тангенциальных напряжений, действующих на стенки ствола. Крайняя правая образующая конуса указывает на критическую депрессию, превышение которой крайне нежелательно и может привести к полному обрушению скважины. Крайняя левая образующая является границей опасной зоны: при депрессии ниже данного предельного значения риск разрушений минимизирован. Таким образом, при текущем пластовом давлении скважины S-1, равном 67,3 МПа, диапазон значений депрессии Δp, при которой могут возникать разрушения, составляет 19,0-21,3 МПа. При текущем критическом забойном давлении, равном 46 МПа, возможно снижение забойного давления с текущего значения 51 МПа на 5 МПа.

На основе полученных результатов была составлена программа по снижению забойного давления, которое необходимо проводить пошагово в три этапа: 1,5 МПа на каждом этапе. После каждого этапа необходимо контролировать состояние скважины. В случае возникновения выноса твердой фазы следует пересматривать 1D MEM и эллиптическую модель разрушения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе работы был предложен оперативный метод определения критической и допустимой депрессии для скв. S-1 с открытым забоем, рассчитана допустимая депрессия с учетом тангенциальных напряжений на текущий период эксплуатации скважины, а также определена ее динамика по мере снижения пластового давления. Для подобной оценки требуется только корректно построенная 1D MEM ствола скважины, которая позволяет корректно определить главные напряжения, а также упруго-прочностные свойства пород. Последние, как правило, являются самой большой неопределенностью в подобных моделях и в наибольшей степени влияют на результаты исследования.

В частности, такой параметр, как прочность на одноосное сжатие UCS, существенно влияет на вид и локализацию разрушений. Магнитуда и анизотропия напряжений также вносят весомые изменения в модель стабильности ствола.

Контроль разрушения околоскважинного пространства при разработке – процесс сложный, зависящий от совокупности множества факторов. Разрушения могут носить непредсказуемый характер: ослабленные участки по границам вполне могут создать условия для разрушения устойчивых интервалов (например, сколы по плоскостям трещин). Однако приведенный метод является хорошим инструментом, позволяющим оценить рабочий потенциал скважины до полного ее разрушения или обвала, и может быть использован в оценке состояния призабойной зоны пласта в случае наличия хвостовика, например, может объяснить резкое увеличение скин-фактора или неустойчивость перфорационных отверстий.

Список литературы

References

Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

The reference to this article in English is:

Источник