Разработка физико-химических методов воздействия на призабойную зону водозаборных скважин

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Общие и комплексные проблемы технических и прикладных наук и отраслей народного хозяйства


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

УДК 541
Т. В. Мельникова*, Н. И. Юркив**
РАЗРАБОТКА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ВОДОЗАБОРНЫХ СКВАЖИН
* Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть»
**ООО «НЕФТЕГАЗ-МОНИТОРИНГ»
Разработаны физико-химические методы воздействия на призабойную зону, обеспечивающие максимальное сохранение (восстановление) ее фильтрационно-емкостных характеристик, повышение эксплуатационной надежности и экологической безопасности строительства и эксплуатации водозаборных скважин.
Ключевые слова: призабойная зона, керн, проницаемость, буровые растворы, кислотные растворы, водозаборная скважина.
T. V. Melnikova*, N. I. Yurkiv**
DEVELOPMENT OF PHYSICAL AND CHEMICAL METHODS OF IMPACT ON THE PRIZABOYNY ZONE OF WATER WELLS
*VolgogradNIPImorneft Branch of LUCOIL-Enginiring LLC, Volgograd **NEFTEGAZ-MONITORING LLC.
Are developed the physical chemistry methods of action on the critical zone, which ensure the maximum retention (restoration) of its filtrational-capacitive characteristics, an increase in the operational reliability and ecological safety of building and operation of water-intake bore holes.
Keywords: critical zone, core, permeability, drilling mud, acidic solutions, water-intake bore hole.
В России за последние 100 лет централизованным водоснабжением были обеспечены почти 99,8% городов и 88% поселков городского типа. Однако на практике высокая централизация систем водоснабжения (единый общегородской водозабор, единая водоочистная станция и т. д.) создает опасность тяжелых последствий при возникновении чрезвычайных ситуаций. В проектах Федеральных законов: «О питьевой воде и питьевом водоснабжении» и «О безопасности водоснабжения», в «Концепции водоснабжения Волгоградской области «Чистая вода» (2009−2020) и других документах предпочтение отдается использованию подземных вод, а там, где используется поверхностный источник, на случай чрезвычайных ситуаций рекомендуется строительство резервного, дополнительного забора подземных вод, который обеспечивает население питьевой водой нормативного качества и в достаточном количестве, снижение риска для здоровья, улучшение уровня жизни населения, и повышение качества предоставления коммунальных услуг.
В настоящее время, резервные водозаборы подземных вод работают в Брянске, Зеленограде, Кемерове, Томске и др. Однако многие крупные города не имеют резервных водоисточников для действующих систем водоснабжения (Барнаул, Омск и др.), что с точки зрения безопасности недопустимо. Кроме того, там, где резервные водоисточники используются, не решены вопросы обеспечения их безо-
пасного строительства и эксплуатации, обусловленные комплексом физико-химических процессов кольматации происходящих в призабойной зоне водозаборных скважин. Полностью предотвратить явление кольматации пласта в процессе строительства и эксплуатации скважин невозможно.
Цель работы состояла в повышении эксплуатационной надежности и экологической безопасности строительства и эксплуатации водозаборных скважин, за счет снижения эффекта кольматации в призабойной зоне.
В решении проблемы прогнозирования качественного строительства водозаборных скважин и дальнейшей их безопасной эксплуатации важное место занимает экспериментальная оценка влияния различных факторов (литология и неоднородность коллектора, поверхность пористой среды, химический состав подземных вод, гидрофобные взаимодействия, температура, изменение давления и др.) на проницаемость моделируемой призабойной зоны.
Модель призабойной зоны, в соответствии с требованиями ОСТ 39−195−86, представляет собой составной цилиндрический образец из керна изучаемого объекта. Диаметр единичных образцов 0,026 м, длина 0,03 м, общая длина модели составляет 0,27 м.
Моделирование строительства водозаборной скважины осуществлялось при исследовании динамической фильтрации твердой фазы буровых растворов и их фильтратов в приза-
бойной зоне, установление размера зон их проникновения (ее загрязнения) и выбора конкретных рецептур.
По закону Пуайзеля расход жидкости Q через пористую среду составит:
т • Я2 • її -Ар
Q=:
8ц-Ь
(1)
По закону Дарси расход жидкости через эту же пористую среду составит:
К • її-Ар
Q = -
ц-Ь
(2)
Внедрение фильтрата определяется следующими основными факторами: проницаемостью и толщиной наружной фильтрационной корки- снижением абсолютной проницаемости в зоне, занятой внутренней коркой- глубиной проникновения фильтрата. Влияние этих факторов оценивалось на основе экспериментов с вычислительным обобщением их результатов: Проницаемость пород призабойных зон, характеризуемая коэффициентом проницаемости, определяли согласно линейному закону фильтрации Дарси:
2-ц-Ь
К = ¦
х- її -Ар
(3)
Влияние различных по составу технологических жидкостей на проницаемость призабойной зоны до воздействия (Кн) и после (Кк), оценивали с помощью коэффициента восстановления проницаемости:
(4)
Моделирование процесса эксплуатации водозаборных скважин, включало в себя удаление фильтрационной корки, сформировавшейся на торце образца, с помощью реагентной кислотной обработки.
Для оценки проникающей способности фильтрата бурового раствора (промывочных жидкостей), коэффициента восстановления проницаемости модели призабойной зоны в целом и составляющих ее единичных образцов был адаптирован лабораторный комплекс, включающий установку УИПК (рис. 1).
Исследование влияния различных по составу и свойствам технологических жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства пород призабойной зоны позволило оценить эффективность строительства и последующую работу водозаборных скважин с учетом проведенных нами экспериментальных исследований.
Рис. 1. Принципиальная схема установки УИПК:
1 — масляный бак, 2 — пресс, 3 — манометр, 4 — масляный распределитель, 5−9 емкости для химических реагентов, 10 — устройство распределения реагентов, 11 — кернодержатель
В табл. 1 представлены результаты исследований влияния традиционных глинистых (1) и обработанных различными реагентами в небольших количествах (НТФ, КМЦ, №ОИ, К2СО3, УЩР, КССБ и др.) (2) буровых растворов на коэффициент восстановления проницаемости в призабойной зоне.
Из табл. 1 видно, что после воздействия глинистыми буровыми растворами, наблюдается загрязнение призабойной зоны, вследствие ее коль-матации, а максимальный коэффициент восстановления проницаемости составляет 0,38. Проведенные исследования однозначно доказали их отрицательное воздействие на водоносные пласты.
Таблица 1
Результаты влияния традиционных глинистых буровых растворов на коэффициент восстановления проницаемости
Таблица 2
Влияние ингибирующих биополимерных буровых растворов на коэффициент восстановления проницаемости
Фазовая проницаемость по воде, мД Коэффициент восстановления проницаемости, Св, доли ед.
Исходная, Кн1 После воздействия бурового раствора, Кн2
14,50 5,1 0,35
38,5 5,3 0,13
18,60 7,2 0,38
Фазовая проницаемость по воде, мД Коэффициент восстановления проницаемости, Св, доли ед.
Исходная, Кн1 После воздействия бурового раствора, Кн2
26,0 18,0 0,69
24,5 15,8 0,64
23,8 16,3 0,68
В последнее время наибольшее распространение получили ингибирующие биополимер-ные буровые растворы. Их влияние на коэффициент восстановления проницаемости, представлен в табл. 2.
Из сравнения коэффициентов восстановления проницаемости кернов (табл. 2) видно, что ингибирующий биополимерный буровой раствор оказывает значительно меньшее отрицательное влияние на проницаемость призабойной зоны, чем глинистый буровой раствор. Коэффициенты восстановления проницаемости кернов после его воздействия в 1,8−2 раза меньше, чем после воздействия биополимерного раствора.
Учитывая, что степень сохранения (восстановления) проницаемости зависит от количества и глубины проникновения фильтрата в призабойную зону, в связи с этим необходимо максимально ограничивать его проникновение за счет введения кольматанта. Из рассмотренных нами кольматантов наилучшее влияние наблюдалось у мраморной крошки в количестве не менее 5%. Из рис. 2 видно, что добавление мраморной крошки позволит в 2 раза увеличить проницаемость ингибирующих биополимерных в сравнении с глинистыми растворами.
Св, 1
доли
ед. 0,8
0,6
0,4
0,2
0
2

-- • 1 •


0
1
6
7
8
9
10
Qмр. кр,%
Рис. 2. Зависимость коэффициента восстановления проницаемости призабойных зон от содержания мраморной крошки в глинистом (1) и биополимерном (2) растворах
АР, МПа
Рис. 3. Результаты аппроксимации экспериментальных данных изменения объема закачанного бурового раствора от давления:
1 — буровой раствор № 1- 2 — буровой раствор № 2- 3 — буровой раствор № 3- 4 — буровой раствор № 4
На рис. 3 представлены результаты исследований влияния традиционных глинистых (№ 1), глинистых модифицированных (№ 3), ингибирующих биополимерных (№ 2), биопо-лимерных модифицированных глиной (№ 4) буровых растворов с добавлением мраморной крошки на кольматацию призабойной зоны сеноманского водоносного горизонта.
Проанализировав результаты экспериментальных исследований по кольматации пород призабойных зон, мы воспользовались про-
граммным пакетом Curve Expert 1.4 и установили, что полученные данные лучше всего аппроксимировать экспоненциальной зависимостью. В программе были определены коэффициенты (V0, k) для каждого бурового раствора, а также соответствующие коэффициенты корреляции — R.
Для уточнения коэффициентов воспользовались программой РТС Mathcad 14.0. Нами были найдены следующие коэффициенты для
искомых зависимостей:
Для бурового раствора № 1 — Уі(АР) = 0,4 161п (Р)+0,356, Для бурового раствора № 2 — У2(АР) = 0,0251п (Р)+0,2169, Для бурового раствора № 3 — У3(АР) = 0,3 751п (Р)+0,3287, Для бурового раствора № 4 — У4(АР) = 0,2 581п (Р)+0,2839.
(5)
(6) (7)
(в)
Отличие полученных аппроксимирующих функций заключается в значении их коэффициентов, которые в свою очередь зависят от физикохимического состава и свойств влияния анализируемых буровых растворов на пористую среду призабойной зоны водозаборных скважин.
Проверка по критерию Фишера показала их достаточную адекватность:
БрА1 = 5,37- БрВ1 = 12,37 & gt- Бт = 3,1 для р = 0,05
БрА2 = 6,12- БрВ2 = 12,87 & gt- Бт = 3,1 для р = 0,05
БрА3 = 6,32- БрВ3 = 13,17 & gt- Бт = 3,1 для р = 0,05
БрА4 =5,88- БрВ4 = 12,64 & gt- Бт = 3,1 для р = 0,05
Коэффициенты корреляции —1,2,3,4 = 0,99 достаточно близки к единице, что подтверждает оптимальность полученного решения для функции и параметров.
Как показали результаты экспериментальных исследований, представленные на рис. 3, независимо от изменения давления и исходной проницаемости кернов, при соприкосновении бурового раствора с поверхностью пористой среды в течение 3−7 минут происходила ее закупорка, т. е. за это время на торце образца формируется корка из твердой фазы бурового раствора. При этом минимально возможные размеры проникновения в пористую среду (менее 2 мм) имел ингибирующий буровой раствор № 2, в котором после формирования корки даже при превышении давления более 5,0 МПа поступление фильтрата не наблюдалось, а добавка в безглинистый раствор глины (кривая 4) увеличивает объем кольматации пласта по сравнению с безглинистым раствором.
На рис. 4 представлен график зависимости,
полученной расчетным методом, проницаемости кернов от объема фильтрата бурового раствора, который выходил после прокачки бурового раствора через призабойную зону сеноманских пластов.
Как видно из рис. 4, после воздействия ингибирующего биополимерного бурового раствора на торце образца образовалась тонкая непроницаемая фильтрационная корка, препятствующая проникновению фильтрата в пласт, и предотвращающая загрязнение призабойной зоны.
В случае с глинистыми растворами № 1 и № 3, через образовавшуюся корку (2 мм) при перепаде давлений АР & gt- 2,0 МПа и выше фильтрат бурового раствора поступал в пористую среду, что свидетельствует о глубоком загрязнении пласта и призабойной зоны. Об этом свидетельствуют результаты исследований влияния глинистых растворов. Так, глинистый раствор без минеральной добавки (кривая 1), кольматирует «основательно» пористую среду, его фильтрат не перестает поступать в пласт даже при проницаемости менее одной сотой доли милидарси, а добавка в глинистый раствор мраморной крошки (кривая 3), уменьшает объем кольматации пористой среды по сравнению с глинистым раствором и замедляет поступление фильтрата в пористую среду.
Определяющим фактором, применения ингибирующих биополимерных буровых растворов с мраморной крошкой для строительства водозаборных скважин, с точки зрения обеспечения экологической безопасности является отсутствие в предлагаемых растворах техногенно опасных компонентов, все вещества имеют 4 класс опасности. В связи с этим они являются экологически безопасными для окружающей среды.
яэоц 'ЕЦЕНодскм шнэскзеиэвс! ю*1нввс1 «иооскз& amp-о
V, см3/см2
Рис. 4. Зависимость изменения проницаемости кернов, от объема фильтрата бурового раствора:
1 — буровой раствор № 1- 2 — буровой раствор № 2- 3 — буровой раствор № 3- 4 — буровой раствор № 4
Время, сек
Рис. 5. Зависимость скорости реакции растворения карбоната от времени:
1 — 24% соляная кислота- 2 — 12% соляная кислота
Вторым направлением работ по повышению ных растворов восстанавливающих естествен-надежности и экологической безопасности во- ную проницаемость призабойной зоны и по-дозаборных скважин стала разработка кислот- вышающих их производительность.
Из многообразия методов используемых для воздействия на призабойную зону наибольшее распространение получила солянокислотная обработка. Однако кислотному воздействию свойственно быстрое снижение эффективности и малая глубина проникновения в карбонатный коллектор.
Для выяснения закономерностей и факторов, влияющих на эффективность кислотных обработок были проведены экспериментальные исследования по взаимодействию 12% и 24% раствора соляной кислоты с керновым материалом в поверхностных условиях (при температуре Т = 20 °С).
Как видно из рис. 5, скорость реакции 24% соляной кислоты с исследуемой карбонатной породой в первые две минуты (120 с) выше (на 97%), по сравнению с 12%. Через шесть минут (360 с) скорость реакции 24% раствора соляной кислоты уже превышает всего на 8%, а в дальнейшем снижается. Основной причиной снижения скорости реакции 24% раствора соляной кислоты является образовавшийся хлорид кальция, препятствующий подходу активной кислоты к поверхности породы.
Результаты экспериментальных исследований показали, что, на взаимодействие соляной кислоты с естественной породой влияет: концентрация раствора кислоты, температура, присутствие в растворе неорганических соединений.
Для обоснования разработки технологий соляно-кислотных растворов и ликвидации факторов, повлиявших на загрязнение призабойной зоны скважин были проведены эксперименты на образцах карбонатной породы в пластовых условиях при температуре 90 °C.
В результате реакции взаимодействия ки-
0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2
0,1 0
слоты с породой, образуется хлорид кальция, двуокись углерода. В раствор переходят многовалентные металлы, в частности двух- и трехвалентное железо, которое закупоривают мик-ро- и макропоры, тем самым приводят к интенсивному возрастанию давления и невозможно -сти закачки кислоты в пласт.
Для предупреждения выпадения гидроксида железа в пласте в процессе прокачки кислоты по трубам, в кислотный раствор вводили стабилизирующие добавки — комплексообразователи (органические кислоты), которые способны образовывать комплексные соединения, растворимые в воде. Кроме того, органические кислоты существенно снижают скорость реакции раствора соляной кислоты с породой.
Для снижения межфазного натяжения между закачиваемым кислотным раствором, флюидами пласта и пористой средой, а также для предотвращения образования гидрофобных эмульсий и активного выноса из пласта продуктов реакции в кислотный раствор вводили ингибитор (поверхностно — активное вещество).
Как показали исследования при взаимодействии разработанных соляно-кислотных растворов с пористой средой происходит растворение фильтрационной корки, загрязняющей призабойную зону и глубокое проникновение раствора в пласт сразу по нескольким каналам, что позволяет более полно их очистить и вывести загрязняющие отложения, через одно отверстие.
Применение разработанных соляно-кислотных растворов позволит в 3−4 раза увеличить фильтрационно-емкостные характеристики пород призабойных зон водозаборных скважин, в сравнении с используемой соляно-кислотной обработкой.
Cв,
доли
ед.
0 10 20 30 40 50
V, см3/см2
Рис. 6. Зависимость восстановления проницаемости пород призабойных зон в зависимости от объема прокачиваемой воды, после обработки пласта:
1 — соляной кислотой (12% и 24%) — 2 — разработанными соляно-кислотными растворами
Рис. 7. Зависимость перепада давления от объема прокачанной:
1 — соляной кислоты- 2 — разработанных соляно-кислотных растворов
V, см3/см2
На рис. 7 показана зависимость перепада давления от объема прокачанной кислоты.
Как показали результаты исследования, представленные на рис. 7, закачка раствора соляной кислоты идет при интенсивном возрастании давления как для 24%, так и 12% концентрации, что значительно повышает опасность возникновения гидроразрыва по-
род призабойной зоны водозаборных скважин. А закачка разработанных соляно-кислотных растворов идет равномерно (порционно), чем обеспечивается высокий уровень экологической безопасности при восстановлении проницаемости призабойной зоны и повышении продуктивности водозаборных скважин.
Таблица 3
Сравнительный анализ используемых и разработанных методов повышения надежности строительства и эксплуатации водозаборных скважин
Наименование Методы воздействия на ПЗВС
Назначение при строительстве при эксплуатации
Тип раствора ГБР ИББР СКО СКР
Стоимость скважины, тыс. руб. 1700 3150 2200 3000
Стоимость СКО, тыс. руб. (2200)-3 — (2200)-3 —
Общая стоимость скважины, тыс. руб. 8300 3150 8800 3000
Эксплуатационный эффект, % 20 80 25 80
ГБР — глинистый буровой раствор, ИББР — ингибирующий биополимерный буровой раствор, СКО — соляно-кислотная обработка, СКР — соляно-кислотные растворы.
В табл. 3 приведена сравнительная стоимость строительства водозаборных скважин с использованием различных буровых растворов.
Выводы
1. Установлена способность безглинистых биополимерных буровых растворов на основе полисахаридных полимеров с добавлением кислоторастворимого кольматанта — карбоната кальция надежно кольматировать призабойную зону, сохранять естественную проницаемость пластов на 70−80% и обеспечивать экологически безопасное строительство водозаборных скважин. Все вещества, входящие в состав растворов, имеют 4 класс опасности. В связи с этим они являются экологически безопасными для окружающей среды.
2. В результате проведенных экспериментальных исследований были определены факторы, влияющие на эффективность взаимодействия растворов кислот с карбонатной породой: концентрация раствора кислоты, температура, присутствие в растворе неорганических соединений и др.
3. Установлена способность соляно-кислотных растворов, на основе соляной кислоты, ингибитора и комплексообразователя глубоко проникать в пласт, растворять многофазные загрязняющие его отложения, восстанавливая при этом фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны и обеспечивая необходимый уровень экологической безопасности.
4. Анализ стоимости строительства и эксплуатации водозаборных скважин показал, что
наблюдается тенденция к снижению затрат на строительство и эксплуатацию водозаборных скважин в 2,6 и 2,9 раз при использовании разработанных методов. Эксплуатационный эффект увеличился в 3−4 раза, а частота остановок водозаборных скважин сведена к минимуму.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Юркив, Н. И. Физико-химичекие основы нефтеизв-лечения / Н. И. Юркив. — М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2005. -365 с.
2. Юркив, Н. И. Повышение эффективности разработки обводнившихся месторождений / Н. И. Юркив, А. Д. Поликарпов, Т. В. Мельникова. — М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2009. — № 7. — С. 33−36 с.
3. Бикчурин, Т. Н. Опыт применения «защитных» полимеров в качестве кольматантов при бурении скважин / Т. Н. Бикчурин, Р. Р. Бикбулатов, А. А. Кондратьев // Строительство нефтяных и газовых скважин не суше и на море. — 2005. -№ 6. — С. 22−24.
4. Федосов, Р. И. Разработка и совершенствование гид-
рогелевых буровых растворов с целью повышения скорости бурения, качества вскрытия продуктивных пластов и снижения стоимости строительства скважин: дисс… канд.
техн. наук / Р. И. Федосов. — Краснодар, 1996.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой