Особенности технологии применения промывочных жидкостей при вскрытии продуктивных пластов

3.1 Принципы регурирования свойств промывочных жидкостей и особенности очистки стволов скважин сложного профиля от шлама.

Эффективность строительства нефтегазовых скважин определяется, прежде всего, успешностью выполнения буровых работ. Бурить скважины быстро, дешево и качественно невозможно без надлежащего уровня и согласованного выполнения таких технологических операций как разрушение горных пород долотом, промывка скважин, проводка ствола в заданном направлении, крепление стволов и др. Для эффективной промывки скважин управление свойствами промывочных жидкостей опирается на следующие принципы, необходимость реализации которых тесно связана с геолого-физическими и технико-технологическими условиями бурения:

1) обеспечение требуемых по принятой технологии бурения (ГТН) значений параметров БПЖ;

2) обеспечение требуемого уровня экологической и промышленной безопасности БПЖ;

3) поддержание в БПЖ минимального содержания твердой фазы;

4) обеспечение надлежащего литологического и фракционного состава, высокой кольматирующей способности твердой фазы;

5) поддержание необходимого уровня поверхностного натяжения на границе раздела фаз «жидкость – газ», «жидкость – жидкость» и «жидкость – твердое тело»;

6) улучшение триботехнических (противоизносных, противозадирных и антифрикционных) свойств БПЖ;

7) улучшение показателей ингибирующих, гидрофобизирующих и пассивирующих свойств БПЖ.

Наклонно-направленные скважины по величине отходов от вертикали условно можно разделить на три группы по отношению величины горизонтальной проекции к вертикальной (K_т): 1) с малыми отходами (K_т ≤ 0,25); 2) со средними и большими отходами (K_т = 0,25 ÷ 1); 3) со сверхдальними отходами (K_т > 1). Скважины второй и третьей групп с горизонтальным окончанием относятся к скважинам сложного профиля (сильно искривленные скважины), проводка которых может быть крайне затрудненной из-за неудовлетворительной очистки стволов от шлама, проявления различных осложнений.

Скорость оседания (v_ос) твердых частиц (шлама) в суспензиях пропорциональна квадрату радиуса частицы (r_ч²), разности плотностей частицы и среды (ρ_ч – ρ_с), обратно пропорциональна вязкости среды (μ), т.е.:

v_ос = 2g·r_ч²·(ρ_ч – ρ_с)/9μ (для сферических частиц), где g – ускорение свободного падения.

Для очистки кольцевого пространства скважины первой группы от шлама скорость восходящего потока промывочной жидкости должна быть на 10÷15% выше скорости оседания частиц шлама, т.е. минимально необходимый расход жидкости должен быть:

где F_кп – наибольшая площадь сечения кольцевого пространства.

Очистка сильно искривленных скважин от шлама осложняется в связи с «Бойкоттовским осаждением», смещением поля скоростей потока жидкости к верхней стенке из-за эксцентричного расположения бурильной колонны в скважине.

«Бойкоттовское осаждение» (1920 г., Бойкотт А.Е.) частиц дисперсной фазы связано с ускорением осаждения частиц при углах наклона ствола скважины 35 – 55° (особенно при углах 40 – 50°), накоплением шлама в кольцевом пространстве и периодическим сползанием его навстречу потоку жидкости. Накопление шлама на нижней стенке характерно и в горизонтальных участках ствола скважин. Для эффективного удаления шлама в подобных скважинах рекомендуется увеличивать расход промывочной жидкости. Например, в [4] приведена следующая формула для расчета необходимого расхода промывочной жидкости для очистки горизонтальных стволов:

где D_с и D_т – диаметры скважины и бурильных труб;

ρ, η и τ₀ – плотность, структурная вязкость и динамическое напряжение сдвига раствора;

α – угол наклона скважины к вертикали.

Расчеты расхода по указанной формуле указывают на его двукратное увеличение по сравнению с расходом для вертикальных скважин. Увеличение расхода промывочной жидкости не всегда возможно из-за значительного роста гидравлических сопротивлений в скважине (в квадрате от расхода) и рисков возникновения поглощений, прихватов колонн и др. Несмотря на накопленный опыт очистки сильно искривленных скважин и обширные исследования в этой области, в буровой технологии отсутствуют какие-либо единые методики выбора состава и рецептур промывочных жидкостей для проводки скважин сложного профиля. Тем не менее, существуют определенные рекомендации, реализация которых позволяет успешно строить скважины сложного профиля. Некоторые из указанных рекомендаций приведены ниже.

1. Применительно к конкретным условиям бурения (площадям, региону) устанавливаются оптимальные значения реологических критериев K_оч, представляющих собой отношения K_оч = τ₀/η для вязкопластичных жидкостей (глинистые растворы и др.) и K_оч = к/п для псевдопластичных жидкостей (безглинистые биополимерные растворы, инвертные эмульсии и др.). Как правило, транспортировка шлама в эксцентричном пространстве улучшается с ростом K_оч.

2. Повышение седиментационной устойчивости раствора снижает осадконакопление, осаждение утяжелителя, что особенно важно для скважин при эксцентричном расположении бурильной колонны в стволе.

3. Расслоение раствора по плотности усиливает смещение профиля скоростей, затрудняет очистку ствола от шлама.

4. При разбуривании пород, склонных к размыву, предпочтительна промывка при ламинарном режиме течения.

5. Применение турбулентного режима течения обеспечивает эффективный вынос шлама в сильно искривленных скважинах малого диаметра в устойчивых породах.

6. Эффективность очистки ствола при ламинарном режиме течения повышается с увеличением вязкости при небольших скоростях сдвига и малой прочности геля.

7. Увеличение скорости циркуляции, вязкости и прочности геля уменьшает, но не устраняет «Бойкоттовское осаждение».

8. Как правило, закачивание пачек раствора повышенной вязкости с небольшой скоростью не дает нужного эффекта по очистке ствола при больших углах наклона, если не вращать и не расхаживать колонну.

9. Эффективность очистки ствола повышается, если закачивать высоковязкие пачки с высокой скоростью, при турбулентном режиме и при достаточном объеме пачки.

10. Вращение и расхаживание бурильной колонны улучшает качество очистки, особенно в вязких буровых растворах.

11. Увеличение плотности промывочного раствора улучшает удерживающую способность и повышает качество очистки ствола, повышает устойчивость стенок.

12. В сильно искривленных скважинах утяжелитель выпадает в осадок вместе со шламом.

13. При больших углах наклона ствола толщина осевшего шлама обратно пропорциональна скорости восходящего потока.

14. Ввод в раствор ингибиторов, гидрофобизаторов и смазочных добавок уменьшает межчастичное сцепление и трение, что улучшает очистку ствола от шлама.

15. Для повышения очистной способности растворов на углеводородной основе необходимо повышать значения показателей реологических свойств при низких скоростях сдвига (вязкости и прочности геля) вводом, например, олигомеров.

3.2 Технологические особенности первичного вскрытия продуктивных пластов

Первичное вскрытие продуктивных пластов осуществляется бурением на репрессии, депрессии и равновесии, т.е. при превышении давления в скважине над пластовым давлением (ΔР > 0), при превышении пластового давления над скважинным (ΔР < 0) и при их равновесии (ΔР = 0). Особенности буровой технологии, связанные с необходимостью профилактики или преодоления различных осложнений, обусловили вскрытие продуктивных пластов преимущественно первым методом, т.е. на репрессии. При этом создаются условия для наиболее активного проникновения в продуктивный пласт как самого промывочного раствора, так и его дисперсной фазы и фильтрата. Зона (глубина) проникновения зависит от перепада давления, типа коллектора (поровый, трещиноватый) и свойств промывочной жидкости, оказывающей значительное и, как правило, отрицательное влияние на проницаемость коллекторов. При поступлении в продуктивный пласт компонентов промывочной жидкости начинают интенсивно протекать процессы эрозии, ионного обмена, гидратации и сольватации, образования экранов в порах, возможны и различные химические реакции и др. [5,6].

В целом, к факторам физико-механического воздействия на продуктивный пласт можно отнести:

1) изменение напряженного состояния горной породы в результате бурения;

2) изменение напряженного состояния горной породы в результате изменения гидростатического давления P_гс бурового раствора;

3) фильтрация буровой промывочной жидкости в пласт (загрязнение продуктивного пласта);

4) гидродинамическое и механическое воздействия на призабойную зону пласта при СПО, механическом долблении, цементировании, освоении и др.;

5) воздействие термического потенциала;

6) процессы эрозии, ионного обмена, гидратации и сольватации, образование экрана.

Можно выделить следующие особенности технологии первичного вскрытия продуктивного пласта:

1) методы вскрытия: – на репрессии, – на равновесии, – на депрессии;

коэффициент аномальности k_а = P_пл/ρ_вgH;

индекс поглощения k_п = P_п/ρ_вgH;

2) выбор метода и его реализация – в соответствии с ПБ-2013;

3) основной метод – вскрытие на репрессии. В реальных условиях ΔP иногда достигает 6 – 10 МПа;

4) максимальная депрессия – не более 10 – 15% от максимальных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением);

5) минимальное гидродинамическое воздействие на пласт:

а) плавный пуск насоса;

б) ограничение скоростей СПО;

в) ограничение количества долблений;

г) подбор соответствующих компоновок низа БК;

6) применение БПЖ без твердой фазы или с ограниченным ее содержанием, использование растворимых кольматантов и др.;

7) ускорение всех видов работ по вскрытию продуктивного пласта, предупреждение осложнений.

Методы вхождения в продуктивный пласт применяются в основном следующие (рисунок 3):

3.3 Методы профилактики загрязнения пор продуктивных пластов

Критерии оценки качества вскрытия продуктивного пласта:

1. По отношению фактической Q_ф и потенциальной Q_п гидропроводности (продуктивности) Q = kh/μ, где k = qμl/ΔPF (Дарси).

ОП = Q_ф/Q_п; Q_ф = Q_к + Q_з.п., где Q_к – гидропроводность зоны кольматации, Q_з.п. – гидропроводность зоны проникновения фильтрата.

2. По скин-эффекту S = Q_з.п.R_з.п./R_к + Q_кln(R_з.п./R_c), или

где Q – средний дебит во время отбора;

Р_ко – давление в скважине в конце отбора;

æ – пьезопроводность пористой среды;

Т_о – время отбора.

К основным причинам снижения проницаемости пор (блокировки пор), связанным с воздействием промывочной жидкости, относятся следующие:

1) блокировка глиной; 2) блокировка водой; 3) блокировка глобулами эмульсий; 4) блокировка механическими примесями; 5) блокировка нерастворимыми осадками; 6) блокировка продуктами коррозии и жизнедеятельности микроорганизмов; 7) блокировка асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) и др.

Для улучшения качества вскрытия продуктивных пластов посредством промывочных жидкостей реализуются различные методы и средства управления их свойствами в соответствии с рассмотренными выше принципами, направленными на решение следующих основных задач:

1) ограничение зоны проникновения промывочной жидкости и ее компонентов вглубь пласта;

2) повышение степени сродства фаз инфильтратов и пластовых углеводородных флюидов;

3) повышение качества БПЖ, исключение, по возможности, из состава БПЖ твердой и практически нерастворимой дисперсной фазы.

Ограничение зоны проникновения промывочной жидкости и ее компонентов в ПЗП наиболее эффективно достигается при вскрытии пласта на равновесии и, тем более, на депрессии.

Всю область воздействия промывочной жидкости на проницаемый пласт можно разделить на следующие три зоны (по радиусу скважины):

1) область формирования фильтрационной корки на стенке скважины – первая зона, протяженность ее (толщина корки) от долей до нескольких единиц миллиметров;

2) область проникновения вглубь пласта частиц дисперсионной фазы – вторая зона (зона кольматации), протяженность ее от единиц до десятков сантиметров;

3) область проникновения фильтрата промывочной жидкости – третья зона (зона инфильтрации), протяженность ее от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров.

Одна из основных инженерных задач буровой технологии заключается в максимальном ограничении протяженности всех трех зон области воздействия промывочной жидкости на проницаемый пласт, особенно на продуктивный.

При бурении на репрессии для ограничения зоны загрязнения реализуются следующие технологические решения:

а) уменьшение перепада давления в кольцевом пространстве ΔP_кп;

б) уменьшение значений ПФ промывочных жидкостей;

в) применение регулируемой кольматации;

г) применение растворимых кольматантов;

д) уменьшение времени воздействия (бурения) промывочной жидкости на продуктивный пласт.

Задача повышения степени сродства фазмежду фильтратом БПЖ и углеводородными флюидами пласта решается в основном двумя путями [5, 6]:

а) применением РУО и газообразных агентов;

б) улучшением поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойств промывочных жидкостей.

Применение РУО и газообразных агентоводнозначно улучшает качество вскрытия продуктивных пластов, однако по различным причинам области их применения ограничены.

Улучшение поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойств БПЖ – наиболее доступный и распространенный способ повышения степени сродства фаз, тем более, что применение добавок ПАВ и специальных гидрофобизаторов полезно для снижения затрат энергии на промывку скважины и для роста ТЭП бурения в целом.

Повышение качества БПЖ, используемых для первичного вскрытия продуктивных пластов, предполагает, прежде всего, исключение из их состава компонентов, снижающих проницаемость ПЗП. Для обеспечения соответствующего качества безглинистых БПЖ для вскрытия продуктивных пластов используется комплекс из 6 – 12 химических реагентов, стабилизирующих систему с заданными по ГТН параметрами, а также с улучшенными показателями кольматирующих, поверхностно-активных, ингибирующих, гидрофобизирующих, антикоррозионных и триботехнических свойств. Некоторые рецептуры БПЖ, используемых в буровой технологии, приведены в таблице 3.

Таблица 3 – Современные буровые промывочные растворы для вскрытия продуктивных пластов

1. Полимерглинистые растворы

2. Безглинистые растворы на водной основе

3. Безводные растворы на углеводородной основе (РУО) и гидрофобно-эмульсионные растворы

Дата добавления: 2014-11-24; просмотров: 1538; Нарушение авторских прав

Мы поможем в написании ваших работ!