Статья:

Причины разрушения коллекторов и выноса песка

Журнал: Научный журнал «Студенческий форум» выпуск №42(135)

Рубрика: Технические науки

Выходные данные
Коныров Б. Причины разрушения коллекторов и выноса песка // Студенческий форум: электрон. научн. журн. 2020. № 42(135). URL: https://nauchforum.ru/journal/stud/135/83182 (дата обращения: 18.05.2024).
Журнал опубликован
Мне нравится
на печатьскачать .pdfподелиться

Причины разрушения коллекторов и выноса песка

Коныров Болат
студент, Тюменский Индустриальный Университет, РФ, г. Тюмень
Паршукова Людмила Александровна
научный руководитель, доцент, Тюменский Индустриальный Университет, РФ, г. Тюмень

 

Разрушение слабосцементированных коллекторов может происходить вследствие растворения и выноса цементирующего материала и проявления капиллярных сил в результате  большого притока фильтрата бурового раствора.

Прочность глинистого цемента – следствие геологических процессов, приводящих к обезвоживанию глинистых осадков. Вмешательство человека нарушает физико-химический баланс, существующий между глинистыми частицами и их окружением, при обводнении пласта состав жидкости в порах между песчинками меняется, глинистые частицы могут набухать, и как следствие, прочность глинистого цемента снижается.

Рассмотрим кратко некоторые аспекты механизма разрушения глини­стых минералов, которые цементируют основу газоносного коллектора -кварцевый песчаник. На Уренгойском месторождении глинистый цемент со­стоит из каолинитов (43 %), иллитов (43 %), смектитов (12 %) и хлоритов (2%).

Глинистые минералы имеют следующий химический состав

• группа каолинитов Al2O3´2SiO2´2H2O

группа гидрослюд-иллитов К7(А144Мg4Мg6´(Si8- Аl420(ОН)4;

• группа смектитов (монтмориллонитов, бейделлитов и др.) 0,33Na(А11.67Мg0.33О3)4SiO2×Н20;

• группа хлоритов (Мg, Fе)6-n(А1 Fе3+)n(ОН)8 ´ А1nSin-4О10, где n=0,6¸2.

Указанные группы минералов (глин) состоят из отдельных пакетов пло­ских элементарных чешуек, наложенных друг на друга своими плоскими гра­нями. Отдельная элементарная чешуйка очень тонка, но имеет довольно большие длину и ширину. Накладываясь друг на друга, чешуйки могут обра­зовывать агрегаты большой толщины. Чешуйки, соприкасающиеся своими силикатными слоями, не имеют жесткого сцепления друг с другом и легко мо­гут быть отделены одна от другой. Установлено, что расстояние от основания одной частицы до основания соседней для воздушно-сухого натриевого бен­тонита равно около 0,98 нм, а для кальциевого или магниевого около 1,18-4-1,21 нм. Разница объясняется тем, что в кальциевом бентоните между частицами имеется один слой молекул воды, в то время как у натриевого бен­тонита такой слой отсутствует.

Ион натрия, имеющий низкую энергию гидратации, не может адсорби­ровать воду так же легко, как ион кальция, обладающий более высокой энер­гией гидратации. Если поместить натриевый и кальциевый бентониты сначала в атмосферу воздуха с постепенно увеличивающейся влажностью, а затем в воду, то расстояние между частицами будет увеличиваться в соответствии с числом слоев воды, адсорбированных глинистыми частицами. Изменение межплоскостного расстояния для кальциевого бентонита в зависимости от ко­личества адсорбированной воды показано в таблице 5. Для кальциевого бенто­нита расстояние между соответствующими поверхностями соседних частиц достигает максимума 1,5-1,8 нм, если частицы под действием механических усилий не разделяются. При гидратации натриевого бентонита в условиях высокой относительной влажности, близкой к полному насыщению, межплоско­стное расстояние увеличивается до 1,25 нм [5].

При погружении натриевого бентонита в воду катион натрия стремится отделить частицы одну от другой, и в таких условиях межплоскостное рас­стояние увеличивается до 4,0 нм.

При длительном нагружении горных пород, наблюдается явление статической  усталости, приводящее к постепенному разрушению материала коллектора. Наличие зависимости прочности от времени при статической нагрузке, получившая название статической усталости, отмечалось многими исследователями. В этой связи многие нефтяные, газовые, газоконденсатные и водозаборные скважины оборудуют фильтрами различных конструкций. Их наличие приводит к перераспределению напряжений в призабойной зоне, увеличению гидравлических сопротивлений, повышению устойчивости пород призабойной зоны усталостным разрушениям, снижению пескопроявлений и т.п.

Механизм разрушения слабосцементированного коллектора рассматривают [2] как отрыв от поверхности образца частиц породы, имеющих форму конуса, вершина которого в процессе размыва перемещается в сторону, противоположную направлению фильтрации. Напряженное состояние в призабойной зоне создается весом вышележащих пород, давлением жидкости и напряжением в скелете породы

Рг = Рпл + sск,                                                                                                         (4)

где:  

Рг – суммарное горное давление, МПа;

Рпл – давление пластового флюида, МПа;

sск – напряжение в скелете породы, МПа.

Направление нормальных напряжений в скелете породы s1, s2, s3 зависит от геологических и топографических условий залегания пласта.

Коэффициент бокового давления К=s1/s3 представляет собой отношение вертикальных и горизонтальных напряжений. Значение нормальных и касательных напряжений определяется по теории прочности О. Мора. В связи с тем, что при вскрытии продуктивного пласта появляется свободная поверхность, в приствольной зоне изменяются все три компоненты давления, приводящие к деформации порового коллектора и изменению его фильтрационных свойств [3]. Прочность пород на сжатие понижается в несколько раз при воздействии на продуктивный коллектор неминерализованным фильтратом промывочной жидкости. Проведенный Г.Т. Овнатановым несложный эксперимент с керновым материалом Русского месторождения показал, что образцы нефтенасыщенного керна, по­груженные в стаканчик с водопроводной водой без обработки и с об­работкой ПАВ ОП - 70,2 % (масс), через сутки полностью подобный обра­зец керна в нефти этого месторождения сохранил свою структуру. Сделан вывод о вредном влиянии фильтрата применяемых про­мывочных жидкостей на прочностные свойства коллектора и поставлен вопрос о необходимости вскрытия продуктивных отложений, безводными растворами на нефтяной основе для предотвращения пескопроявлений в дальнейшем [5].

 

Список литературы:
1. Карагодин Ю.Н. О структуре гигантских месторождений в Западной Сибири / Геология нефти и газа. -№11. –С.56-60.
2. Decker L.R., Gibling G/ Hov industry completes wells in offshore erviroments. Part 2; Understartding unconsolidated formations and how to prevent and control sand production // Ocean Industry. – 2011, IV/V. Vol. 26, №3. – P.23-32. 
3. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. – М.: Недра, 1967. – С.227-298.
4. Stein N. Determine properties of friable formation sands // World Oil. – 1999, III. -Vol. 206. –N 3. P.33-37.
5. Грим Р.Е. Минералогия и практическое использование глин. –М.: Мир, 1967. -510с.