Буровые растворы; дисперсные системы, основные понятия

ТЕМА1. 1.Буровые растворы. Дисперсные системы, основные понятия. Буровые растворы для бурения скважин. Буровые растворы для первичного вскрытия и заканчивания скважин в сложных геолого-технических условиях. Методика выбора бурового раствора для заканчивания скважин. Выбор показателей и компонентного состава раствора. Примеры водных базовых составов для заканчивания скважин. Технологические показатели буровых растворов. Приготовление и обработка буровых растворов. Циркуляционная система. Потребное количество раствора для бурения и заканчивания скважины. Дисперсные системы, основные понятия. Дисперсной системой является система из двух или нескольких фаз, одна из которых состоит из отдельных весьма мелких частиц (дисперсная фаза), распределенных в другой фазе (дисперсионной среде) или в «растворителе». Дисперсные системы получают двумя методами: диспергированием и конденсацией (агрегированием). Дисперсные системы делятся по агрегатному состоянию дисперсионной среды на три группы с жидкой, газообразной и твердой. Буровые растворы относятся к дисперсным системам с жидкой дисперсионной средой. Важнейшей характеристикой дисперсных систем является устойчивость. Под устойчивостью дисперсных систем понимают способность сохранения стабильных свойств технологических показателей в течение всего срока их эксплуатации. Прежде всего, это обеспечивается за счет стабильности свойств дисперсионной среды и дисперсной фазы, равномерного распределения всех компонентов в объеме дисперсионной среды и стабильности сил межчастичного взаимодействия между компонентами. Устойчивость по отношению к агрегации частиц дисперсной фазы характеризует агрегативную устойчивость, а устойчивость к осаждению и разделению фаз – седиментационную или кинетическую устойчивость. Потеря агрегативной устойчивости проявляется благодаря избытку поверхностной энергии, из-за чего происходит снижение поверхностной энергии путем агрегирования частиц дисперсной фазы. Воздействие высокой температуры и электролитов отрицательно сказывается на агрегативную и седиментационную устойчивость буровых растворов: из устойчивого состояния они переходят в неустойчивое. Термодинамически дисперсная система может быть устойчивой и неустойчивой. Термодинамически устойчивые системы, называются лиофильными, которые образуются самопроизвольным диспергированием, а термодинамически неустойчивые называются лиофобными и не могут быть получены путем самопроизвольного диспергирования, хотя они могут проявлять устойчивость в течение очень продолжительного времени. Дисперсные системы делятся на бесструктурные и структурированные. Бесструктурные (свободнодисперсные) системы лишены сплошной структуры. Частицы дисперсной фазы двигаются свободно относительно друг друга в объеме дисперсионной среды под действием внешних сил. К таким системам с свободными дисперсными частицами относятся достаточно разбавленные суспензии, эмульсии и коллоидные растворы – золи. Свободнодисперсные системы обладают теми же механическими свойствами, что и дисперсионная среда. В бесструктурных системах объемная концентрация дисперсной фазы невелика. При очень низкой концентрации дисперсной фазы любая система будет бесструктурной – с свободными частицами, так как их будет недостаточно для формирования сплошной пространственной сетки. Структурированные (связнодисперсные) системы в виде рыхлых пространственных сеток, могут образоваться и при малых концентрациях с высокодисперсной фазой. Примером образования таких структур является студнеобразование (коагуляционное структурообразование) в суспензиях бентонитовой глины (рис.1). Образование рыхлых сплошных структур-каркасов можно вызвать весьма малыми добавками электролитов. При более значительных добавках электролитов возникает компактная лиофобная коагуляция с образованием отдельных агрегатов хлопьев и система расслаивается. Рис.1. Формирование структуры глинистого раствора по классической схеме. Коагуляционное структурообразование происходит при переходе из золя в гель, при котором образуется сплошная структурная сетка с механическими прочностными свойствами, как в статических, так и в динамических условиях. К таким свойствам, характеризующих систему в динамических условиях являются эффективная вязкость и динамическое напряжение сдвига. Эффективная вязкость в бесструктурных системах величина постоянная, а динамическое напряжение сдвига равно нулю. В общем смысле под коагуляцией понимают потерю агрегативной устойчивости дисперсной системы: в разбавленных системах коагуляция приводит к потере седиментационной устойчивости с расслоением фаз, а в концентрированных – коагуляция проявляется в образовании объемной структуры, в которой равномерно распределена дисперсионная среда. Структура разбавленных дисперсных систем по ряду свойств похожа на структуру истинных растворов. С ростом концентрации дисперсной фазы происходит постепенное изменение свойств дисперсной системы, до тех пор пока не наступает резкий скачок, связанный с коагуляцией частиц. При коагуляции частички удерживаются вандерваальсовыми силами притяжения. Возможна агрегация частиц путем их соединения через высокомолекулярные полимерные молекулы, которая называется флокуляцией. В коллоидной химии понятия структуры и структурообразования принято связывать с коагуляцией, в процессе которой происходит образование пространственной сетки из частиц дисперсной фазы с резким увеличением прочности системы. Под коагуляционными структурами понимают структуры, которые образуются при коагуляции, соответствующей вторичному минимуму потенциальной кривой взаимодействия частиц дисперсной фазы (рис.2). Взаимодействие частиц происходит через прослойки дисперсионной среды и является как правило вандерваальсовым, и поэтому пространственный каркас не отличается высокой прочностью. Для них характерна способность восстанавливать свою структуру после ее механического разрушения. Это явление называют тиксотропией. Чем медленнее восстанавливается структура дисперсной системы после снятия нагрузки или чем медленнее она разрушается при данном напряжении сдвига, тем сильнее выражено явление тиксотропии. Наиболее полно тиксотропию характеризует предельное статическое напряжение сдвига – изменение прочности структуры во времени при пребывании системы в состоянии покоя. Рисунок 2 – Энергетическая кривая парного взаимодействия частиц от расстояния: (1) Поверхности сильно притягиваются (частицы не стабилизированные для всех расстояний); (2) Поверхности сильно отталкиваются (частицы стабилизированы для всех расстояний); (3) Между поверхностями с изменением расстояния меняется баланс сил отталкивания и притяжения (частицы находятся в метастабильном состоянии, не стабилизированы для расстояний h1±Δ и h2±Δ) Механическая прочность коагуляционных структур определяется свойствами межчастичных прослоек, через которые действуют силы притяжения между частицами. Прослойки среды в местах контактов играют роль смазки и обеспечивают подвижность отдельных элеменов структуры. Увеличивая или уменьшая толщину прослоек среды в местах контакта частиц можно регулировать механические свойства коагуляционной структуры дисперсной системы. Стабилизация направлена на предотвращение коагуляции и повышение устойчивости системы в целом: агрегативной и седиментационной. Для стабилизации дисперсной системы необходимо обеспечить дальнодействующее отталкивание между частицами дисперсной фазы, по крайней мере, такое же сильное, как и дальнедействующие силы притяжения. Общепризнано два способа стабилизации дисперсных систем: электростатическая и полимерная. Таким образом, коагуляционные взаимодействия частиц, через упругие тонкие прослойки, вызывают образование структур с явно выраженными упруго-хрупкими свойствами, а при увеличении толщины прослоек и уменьшении их прочности система приобретает пластично-вязкие свойства. Буровые растворы для бурения скважин. Буровые растворы для первичного вскрытия и заканчивания скважин в сложных геолого-технических условиях. Буровой раствор представляет с собой многофазную полидисперсную систему, состоящую из дисперсионной среды (непрерывной фазы), в которой распределены нерастворимая дисперсная (диспергированная) фаза и реагенты для управления свойствами и показателями раствора. Для бурения, первичного вскрытия и заканчивания скважин в различных геолого-технических условиях используют буровые растворы с дисперсионной средой: водные, водно-спиртовые и углеводородные (безводные и гидрофобные эмульсии). При заканчивании используются буровой раствор для первичного вскрытия, который является первой рабочей жидкостью, входящий в контакт с продуктивным пластом и перфорационная жидкость для вторичного вскрытия. Основной целью этих жидкостей является максимальное сохранение естественной проницаемости коллекторов. В зависимости от геолого-технических условий применяют тот или иной раствор: -наличие аномальных пластовых давлений (АВПД и АНПД) – применяют растворы утяжеленные или облегченные; -наличие в разрезе неустойчивых глинисто-аргиллитовых пород – применяют ингибирующие растворы (калиевые, кальциевые, силикатные, гликолевые и др.) с крепящими свойствами; -чередование в разрезе надсолевых, солевых и подсолевых пород – в солевых отложениях применяют соленасыщенные буровые растворы; -наличие в разрезе высокопроницаемых пород – применяют растворы с закупоривающими свойствами (с кольматантами); -наличие высоких пластовых температур – применяют термостойкие растворы; -наличие агрессивных солей, сероводорода и кислых газов и т.д. – применяют сероводородостойкие и устойчивые к агрессиям растворы Заканчивание скважин включает: - первичное вскрытие и разбуривание продуктивных пластов; - испытание скважин в процессе бурения; - подготовка ствола, спуск обсадной колонны; - цементирование; - вторичное вскрытие продуктивных пластов; - опробование перфорированных объектов. Методика выбора бурового раствора для заканчивания скважин. Выбор бурового раствора для заканчивания скважин производится на основании: - анализа геолого-технических условий разреза и опыта бурения: - типа пласта-коллектора, свойств коллектора и содержащихся в них флюидов; - наличие глинистой составляющей в породе-коллекторе; - градиентов давлений: горного, порового, пластового, поглощения, гидроразрыва; - забойных температур и наличие различных агрессивных факторов; - тектонических нарушений, стратиграфических несогласий, литологической изменчивости, наклона пластов. - исследований влияния жидкостей на восстановление проницаемости натурных кернов. На рис.3 приведен алгоритм выбора рабочих жидкостей от коэффициента аномальности пластового давления. Алгоритм выбора рабочих жидкостей в зависимости от проницаемости коллектора и содержания глин в них представлен на рис.4. Выбранный буровой раствор для заканчивания скважин должен обеспечить: - высокое качество вскрытия продуктивного пласта (максимальный дебит и обеспечение проектной продуктивности скважин); - эффективное преодоление осложнений; - обеспечение экологической безопасности и сохранности окружающей среды. Выбор показателей и компонентного состава раствора. Сохранение естественной проницаемости коллекторов зависит от состава и показателей раствора. Выбор технологических показателей раствора. Плотность бурового раствора. Плотность - это масса в единице объема вещества. Единицы измерения плотности в системе СИ – килограмм на кубический метр (кг/м3). Замеряют плотность ареометром АБР-1, рычажными весами. Чем больше плотность, тем больше проникает раствор и фильтрат в коллектор, следовательно, проницаемость пласта снижается. Основным директивным документом, используемым при выборе плотности раствора, является «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03, 05.06.03, №56). Плотность бурового раствора играет важную роль в процессе строительства скважин, а именно способствует созданию давления бурового раствора в скважине, которое позволяет предотвращать приток пластового флюида и сохранять устойчивость стенок скважины в глинистых и солевых отложениях. Рисунок 3 – Алгоритм выбора рабочих жидкостей в зависимости от коэффициента аномальности пластового давления Жидкости для вскрытия продуктивных пластов Проницаемость коллектора Высокопроницаемый К > 100 мД (до 5000 мД) Среднепроницаемый К = 10-100 мД Низкопроницаемый К < 10 мД (до 0,1 мД) Песчанно-алевролитовый Карбонатный С пропластками глин Монтмориллонит Гидрослюда Каолин Без глинистых пропластков Углеводородный, водно-спиртовой, водный Водный, водно-спиртовой, углеводородный Водный, водно-спиртовой Водный Рисунок 4 – Алгоритм выбора рабочих жидкостей от проницаемости коллектора и содержания глин в них Неоправданно высокая плотность может привести к поглощениям, к гидроразрыву пласта, снижению скорости бурения скважины и повышению вероятности дифференциального прихвата бурильного инструмента, снижению проницаемости пласта. При проектировании плотности бурового раствора учитывают требования правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (п.п.2.7.3). Гидростатическое давление столба бурового раствора на забой скважины и продуктивный горизонт должно превышать пластовое давление на величину не менее 10% (коэффициент запаса Кз=1,1) до глубины 1200 м (интервал 0-1200м) и на 5% (Кз=1,05) при глубине свыше 1200 м (п.п. 2.7.3.3). Формула для определения плотности раствора имеет следующий вид: ρ = Кз*Рпл/gH , [кг/м3] где Рпл - пластовое давление, Па; Н - глубина залегания пласта, м. Часто пластовое давление выражается не в абсолютных величинах, а через градиент или коэффициент аномальности пластового давления. В первом случае необходимо пересчитать давление, а во втором целесообразнее использовать формулу: ρ = Кз*Каρв, где Ка - коэффициент аномальности пластового давления: Ка=Рпл/Ргст. (Ргст - гидрост. давление столба воды) (При выполнении проекта, выбор плотности раствора производится по коэффициенту аномальности пластового давления.). Допустимый диапазон изменения плотности раствора составляет ±30кг/м3. В соответствии с тем же пунктом правил безопасности плотность бурового раствора может быть увеличена, но при этом допустимая величина репрессии (Рреп) не должна превышать 1,5 МПа до глубины 1200 м и 2,5-3,0 МПа при глубине свыше 1200 м. При этом максимальная плотность может быть определена по формуле: ρмах = (Рпл + Рреп)/gH С другой стороны, как было сказано выше, плотность бурового раствора может сыграть немаловажную роль в сохранении стабильности стенок скважины. В соответствии с п.п. 2.7.3.5 в интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность бурового раствора устанавливается именно с этих позиций. Необходимо отметить, что «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» допускают отклонения, но только по совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика и только в следующих случаях: - при поглощениях бурового раствора в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции); - при проектировании и строительстве скважин со вскрытием продуктивных пластов на равновесии или на депрессии. Чем выше превышение плотности раствора, тем выше проникновение жидкости в коллектор и загрязнение пласта. Условная вязкость. Условная вязкость (УВ, с) — величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема бурового раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность бурового раствора. Для измерения условной вязкости могут быть использованы: вискозиметр ПВ-5, воронка Марша. Диапазон изменения УВ буровых растворов от 20 до 35-40с, от 40 до 100с, более 100 с. Показатель УВ устарел. Структурно-реологические показатели. Структурные свойства в покое принято оценивать статическим напряжением сдвига (СНС). СНС величина, определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры покоящегося раствора. Это способность бурового раствора удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии при остановках циркуляции. Единица измерения СНС в системе СИ Па. СНС не влияет на проницаемость пласта. Для оценки тиксотропности – пользуются значениями СНС за 1 и 10 минут покоя (в иностранных стандартах 10 с и 10 мин.). Критериями значений СНС являются седиментационная устойчивость выбуренной породы и утяжелителя в растворе, и величина гидродинамических давлений при спуско-подъемных операциях и пуске насосов. Как правило, для обеспечения седиментационной устойчивости утяжеленных баритом буровых растворов достаточно поддерживать СНС1 на уровне 2,0 - 3,0 Па. Значение СНС за 10 мин выбирается исходя из формулы СНС10=(1,5-2,0)СНС1. СНС через 1 и 10 мин определяют умножением максимального показания прибора через 1 и 10 минуты покоя при скорости 3 об/мин на 4,8. Определяют на вискозиметрах (ВСН, OFITE) и СНС-2. (у водыСНС1/10=0/0). Пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига выбираются исходя из режима промывки и скорости бурения, которые должны обеспечить вынос выбуренной породы на поверхность. Пластическая (структурная) вязкость, ηпл (мПа*с) — условная величина, показывающая долю эффективной вязкости, которая возникает вследствие структурообразования в потоке бурового раствора. Пластическую вязкость ηпл, сПз, вычисляют по формуле (у воды 1 мПа*с): ηпл = n600 – n300. где n600, n300 показание прибора в градусах при 600 и 300 об/мин. Диапазон изменения от 10-15 до 40-70 мПа*с. Динамическое напряжение сдвига, τ0 (Па) — величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению. Отвечает за вынос выбуренной породы на поверхность. Динамическое напряжение сдвига вычисляют по формуле (у воды 0): τ0= (n300 – ηпл)*4,8. Диапазон изменения от 4-10 до 20-30 Па Эффективная (кажущаяся) вязкостьηэ (мПа⋅с) — величина, косвенно характеризующая вязкостное сопротивление бурового раствора при определенной скорости сдвига. Эффективная вязкость на каждом участке циркуляционной схемы будет иметь конкретное значение, зависящее от скорости сдвига. Эффективную вязкость при 600 об/мин вычисляют по формуле: ηэ = n600 / 2, Эффективная вязкость при различных скоростях сдвига вычисляется по формуле: ηэ = 300 ni /i = ni*511/γi, гдеγi=1,7i скорость сдвига соответствующая числу оборотов i. ni показание прибора в градусах при i-том числе оборотов. Диапазон изменения эффективной вязкости от 5-10 до 80-100 мПа⋅с при высоких скоростях сдвига и от 1000-4000 до 200000-500000 мПа⋅с и более при низких скоростях сдвига. Отвечает за вынос выбуренного шлама с забоя скважины на поверхность. Чрезмерный рост эффективной вязкости увеличивает гидравлические потери в кольцевом пространстве, следовательно, возрастает эквивалентная циркуляционная плотность раствора. То есть увеличивается проникновение в пласт раствора и фильтрата, что приводит к снижению проницаемости пласта. Для выбора численных значений структурно-реологических показателей рекомендуется табл.1. Показатель фильтрации. Показатель фильтрации (ПФ, см3) величина, определяемая объемом дисперсионной среды, отфильтрованной за определенное время при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади. ПФ косвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины. Для измерения ПФ при нормальной температуре могут быть использованы: прибор ВМ-6, фильтр-пресс АРI. Испытание ведут при давлении 0,7 МПа. От величины ПФ и состава фильтрата зависит устойчивость ствола скважины и качество вскрытия коллекторов пласта. Для измерения ПФ при высоких температурах используют специально сконструированный высокотемпературный фильтр-пресс высокого давления фирмы «BAROID», состоящий из термостатированной печи с диапазоном температур 88–299 °С, ячейки объемом 500 см3 и блока давления с максимальным рабочим давлением 11,33 МПа. При фильтрации раствора на стенках скважины формируется корка, толщина которой зависит от ПФ. Нормальная корка – от пленки до 1-2 мм. При толстой корке вероятность прихватов возрастает. Косвенно прихватоопасность корки определяют по ее липкости. Высокий ПФ в глинистых породах способствует интенсивному их осыпанию или выпучиванию в ствол скважины, что сопровождается проработками ствола, затяжками при подъеме бурильного инструмента, а иногда его прихватами. В зависимости от вещественного состава продуктивного пласта и его свойств ПФ необходимо поддерживать от 2 до 6 см3 за 30 минут. Также необходимо минимизировать ПФ в забойных условиях, она не должна превышать 15 см3 за 30 минут. ПФ углеводородных растворов, в отличие от водных систем, рекомендуется регулировать в диапазоне от 0 до 2-3 см3за 30 мин, но не более 3-4 см3за 30 мин. Показатель электростабильности (для углеводородных растворов). Определяется разностью потенциалов в момент разряда тока между расположенными на определенном расстоянии электродами, погруженными в раствор и характеризует способность обратной эмульсии противостоять к переходу в прямую (к переворачиванию фаз). Единица измерения В (вольт). Чем выше значение электростабильности (U), тем выше устойчивость углеводородного раствора. Рекомендуемые значения U≥300-400 В. рН характеризует концентрацию водородных ионов в буровом растворе. Так как большинство химических реагентов проявляют максимальную эффективность в щелочном диапазоне, то и диапазон изменения рН буровых и технологических жидкостей составляет 7,5-9,5. Концентрация песка Сп (%) отношение количества всех грубодисперсных частиц к общему количеству бурового раствора. От содержания песка зависит абразивный износ буровых насосов, насадок долот, турбобуров и т.д. Диапазон Сп менее 1%. Стабильность способность раствора сохранять свою плотность в течение суток. Показатель стабильности Со величина, определяемая разностью плотностей нижней и верхней частей отстоявшегося в течение суток. Нормальное значение от 0 до 0,2г/см3 Концентрация коллоидных частиц Ск, %, величина, определяемая отношением количества частиц размером менее 2мкм к общему количеству бурового раствора. Характеризует активную составляющую твердой фазы, наиболее влияющую на свойства бурового раствора. В основу определения концентрации коллоидных частиц положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (МС).В среднем 1 г коллоидных частиц бентонита (размером менее 2 мкм) адсорбирует 59 см3 МС 0,45%-ной концентрации. Величина Ск не должна превышать 3-4%. Смазывающая способность раствора. Содержание твердой и жидкой фазы, нефти. Анализ фильтрата бурового раствора. В общем случае, буровой раствор задается технологическими показателями (табл.1). Таблица 1–Технологические показатели бурового раствора ρ, кг/м3 Т, с η, мПа*с τ, Па СНС1/10,дПа ПФ, см3 К, мм Липк. П, % состав фильтрата,г/л Диапазон изменения показателей утяжеленных растворов 1600-2300 60-200 25-80 15-30 25-150/50-200 ≤6 <3 <0,3 <1,0-2,0 К+, Na+, Ca2+, Mg2+, Cl-, и т.д. Наиболее часто встречаемые проектные диапазоны изменения показателей 1050-1500 30-60 15-30 5-20 20-50/40-100 ≤6 ≤1-2 ≤0,3 ≤1,0 в зависимости от условий Выбор компонентного состава. Для управления показателей фильтрации и структурно-реологических свойств раствора, плотности др. применяются различные реагенты. В качестве понизителей фильтрации – биоразлагаемые полимеры - полисахариды: крахмал, биополимер, эфиры целлюлозы (КМЦ, ПАЦ, ОЭЦ). Эти же полимеры используют для управления структурно-реологических свойств. При вскрытии терригенных пластов с включениями набухающих глин следует применять ингибирующие растворы с содержанием ингибиторов набухания глин – KCl, NaCl, CaCl2, формиаты натрия и калия, силикат натрия, глицерин и др. Увеличение плотности раствора осуществляют вводом утяжелителей, предпочтительнее использовать кислоторастворимые материалы: мел, диспергированный известняк и доломит, мраморная крошка и сидерит (табл.2). Таблица 2 – Компоненты из состава бурового раствора Компонент Функции компонента Концентрация компонента, % Вода Дисперсионная среда - Глинопорошок Структурообразователь от 2-3 до 10 Крахмал Понизители фильтрации от 0,5-1,5 в пресных до 2-3 в соленасыщенных КМЦ, ПАЦ, ОЭЦ Понизители фильтрации от 0,2-0,6 в пресных до 1,0-1,5 в соленасыщенных Полимеры (полисахариды, акрилаты) Загустители 0,1-0,5 в пресных Биополимеры Структурообразователи(загустители) 0,05-0,4 Полимеры-разжижители (гуматы, лигносульфонаты) Разжижители, понизители фильтрации 0,5-4,0 Смазочные добавки (нефть, графит, окисленный петролатум, продукты растительных масел, лубриол, СМЭГ и т.д.) Улучшение смазывающих свойств раствора и корки, уменьшение коэффициента трения нефть 2-15, остальные 0,5-2 Термостабилизирующие добавки (хроматы, бихроматы натрия и калия, аминоспирты, анилин и т.д.) Предотвращение загустевание раствора, замедление термоокислительной деструкции реагентов 0,01-0,2 и более Реагенты для регулирования рН (основания, карбонат и бикарбонат натрия, аминоспирты и др.) Регулирование рН в пределах 7-10 0,01-0,5 Реагенты для предупреждения и предотвращения вспенивания (Т-92, МАС-200, триксан и т.д.) Пеногасители 0,1-1,5 ПАВ Повышение качества вскрытия продуктивного пласта, эмульгаторы прямых и обратных эмульсий 0,01-1 Соли калия, натрия,кальция, магния, алюминия, силикаты и т.д. Ингибиторы набухания глин 0,5-10 и более Кольматанты (мел, карбонатные материалы, асбест, рисовая, гречневая и хлопковая шелуха, торф и т.д.) Для закупорки проницаемых каналов, предупреждение и предотвращение поглощений от 0,2-1 до 5-10 Хлорид натрия, бишофит Для получения соленасыщенных растворов при бурении соленосных отложений Хлорид натрия до насыщения, бишофит от 10-30% и более Утяжелители Для повышения плотности до требуемой плотности Микросферы Для снижения плотности до требуемой плотности Для предупреждения поглощений лучше использовать биоразлагаемые кольматанты растительного происхождения и измельченные карбонатные породы. Предотвращение образования стойких эмульсий достигается применением многоатомных спиртов, т.е. применением водно-спиртовых растворов. Использование ПАВ в избытке может снизить проницаемость пласта за счет образования стойких эмульсий в поровых каналах коллектора. Каждый компонент из состава бурового раствора выполняет основную и вспомогательные функции. Примеры водных базовых составов для заканчивания скважин: 1.биополимерные системы с крахмалом: 10-30 кг/м3 бентонитового глинопорошка, 2-4 кг/м3 биополимера, 10-25 кг/м3 модифицированного крахмала и 80-100 кг/м3 карбоната кальция (кольматант), 1-2 кг/м3 NaOH (3-5 кг/м3 Na2CO3), 50-100 л/м3 многоатомный спирт, карбоната смазывающие добавки. 2.ингибирующие биополимерн. системы с крахмалом: состав №1+30-50 кг/м3КСl. 3.биополимерные системы с ПАЦ: 10-30 кг/м3 бентонитового глинопорошка, 1-2 кг/м3 биополимера, 3-7 кг/м3 ПАЦ низкомолекулярный, 1-2 кг/м3 ПАЦ высокомолекулярный и 80-100 кг/м3 карбоната кальция (кольматант), 1-2 кг/м3 NaOH (3-5 кг/м3 Na2CO3), 50-100 л/м3 многоатомный спирт, смазывающие добавки. 4.катионные системы с Полидадмахом: 10-30 кг/м3 бентонитового глинопорошка, 11-25 кг/м3 Полидадмаха, 2-4 кг/м3 биополимера, 10-25 кг/м3 модифицированного крахмала, 80-100 кг/м3 карбоната кальция (кольматант), 50-150 л/м3 глицерина, 30-50 кг/м3 КСl и смазывающие добавки. Приготовление и обработка буровых растворов. В практике бурения скважин используются разнообразные технологические приемы приготовления буровых и технологических растворов. Наиболее простая технологическая схема включает: емкость для приготовления компонентов бурового раствора, которая может быть оснащена механическими и гидравлическими перемешивателями; гидроэжекторный смеситель, оснащенный загрузочной воронкой и шиберным затвором; центробежный или поршневой насос (обычно один из подпорных насосов) и манифольды. С использованием этой схемы приготовление бурового раствора осуществляется следующим образом. В емкость заливают расчетное количество дисперсионной среды (обычно 10-40 м3) и с помощью насоса по нагнетательной линии с задвижкой подают через гидроэжекторный смеситель по замкнутому циклу. Мешок с порошкообразным материалом передвижным подъемником или транспортером подается на площадку емкости, и порошок высыпается в воронку, откуда с помощью гидровакуума он подается в камеру гидроэжекторного смесителя, где смешивается с дисперсионной средой. Суспензия сливается в емкость, где она тщательно перемешивается механическим и гидравлическим перемешивателем. Скорость подачи материала в камеру эжекторного смесителя регулируют шиберной заслонкой, а величину вакуума в камере – сменными твердосплавными насадками. Круговая циркуляция прекращается лишь тогда, когда смешано расчетное количество компонентов и основные технологические показатели свойств раствора близки к расчетным. Если раствор приготавливают впрок, то его готовят порционно, а порции откачивают в другие емкости циркуляционной системы, либо в специальные запасные мерники. Утяжеление бурового раствора утяжелителями и обработку другими химическими реагентами осуществляют аналогично после приготовления порции исходной базовой системы. Химическую обработку по управлению свойствами бурового раствора производят во время циркуляции за один или несколько циклов. Время одного цикла циркуляции находят по формуле Т=Va/Q, гдеТ – время одного цикла циркуляции раствора (мин), Va– активный или суммарный объем циркулирующей жидкости на поверхности и в скважине (м3), Q – подача (производительность) насосов (м3/мин). Циркуляционная система. ЦС включает наземные устройства и сооружения, обеспечивающие промывку скважин путем принудительной промывки бурового раствора по замкнутому циклу: насос-скважина (забой)- насос. Устройства и сооружения ЦС выполняют следующие функции: приготовление и очистка растворов, прокачивание и оперативное регулирование свойств раствора, хранение и др. В состав ЦС входят: насосы, всасывающие и нагнетательные линии, рабочие емкости и емкости для хранения раствора, оборудование и емкости для приготовления раствора, желоба, отстойники, система очистки, емкости для хранения жидких и сухих реагентов, КИП и др. ЦС монтируют из отдельных блоков, это упрощает ее монтаж и техническое обслуживание. Важнейшее требование к ЦС – качественное приготовление и очистка растворов, при этом достигаются высокие скорости бурения и предотвращаются многие аварии и осложнения в скважине. В систему очистки входят: вибросита, песко- и илоотделители, центрифуги. Потребное количество раствора для заканчивания скважин. Основным директивным документом, используемым при выборе необходимого объема раствора, является «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03, 05.06.03, №56). Потребное количество бурового раствора для заканчивания скважины (Vр) находим: Vр=Vскв+Vпов+Vпот; Объем раствора в скважине, Vскв=Vкол+Vн.с.; Объем раствора в колонне Vкол=0,785*d2*Н; где, d=Dн-2δ - внутренний диаметр колонны; Dн- наружный диаметр колонны; δ – толщина стенки колонны; Н – глубина спуска колонны (см. Конструкцию скважины) Объем раствора в необсаженном интервале (новый ствол) Vн.с.=0,785*(Dд)2*(L-Н)К; где Dд – диаметр долота; К – коэф. кавернознозности; L – проектная глубина скважины (см. Конструкцию скважины); Vпов – объем раствора на поверхности в ЦС; Vпов=Vотс+Vзап=Vотс+2Vскв; Vотс – объем раствора в отстойнике; Vзап – запасной объем раствора на поверхности (принимается равным двум объемам скважины, см. «ПБ в Н и Г промышленности»). Vпот – объем раствора на потери при углублении скважины. Объем раствора на потери при углублении скважины зависит от геолого-технических условий бурения. Потеря раствора складывается из потерь на очистных устройствах со шламом, испарения, фильтратоотдачи, поглощений, непредвиденных потерь. При прохождении набухающих глин, поглощениях и др. объем раствора на потери определяется исходя из опыта бурения на данном интервале. При расчетах потребного количества (объема) бурового раствора принимаются: - объем отстойника (объем раствора в отстойнике) Vотс=(40-50) м3 - объем рабочего мерника Vм=(50-60) м3 (необходимое количество мерников должно соответствовать расчетному объему раствора на поверхности) - коэффициент кавернозности К=1,05-1,15 при нормальной устойчивости ствола скважины; - коэффициент кавернозности К=1,2-1,4 и более при нарушении устойчивости ствола скважины (осыпи и обвалы); - объем раствора на потери Vпот≈(1-3)Vн.с. ТЕМА2. 2.Межчастичные взаимодействия в буровых растворах на водной основе. Силы и связи, ответственные за свойства буровых растворов. Управление показателей бурового раствора. Представления супрамолекулярной химии в буровых растворах. Одним из важнейших свойств материи является способность к взаимодействиям. Энергия и сила взаимодействия зависит от многих и различных факторов, но всегда обратно пропорционально расстоянию между действующими телами или частицами. В природе известны следующие типы взаимодействий: - сильные и слабые, проявляются на уровне нейтронов, протонов, электронов и др. элементарных частиц и изучаются ядерной физикой и физикой высоких энергий. действуют на расстояниях менее 10-5 нм; - электромагнитные, проявляются на уровне атомно-молекулярных частиц, родоначальники всех межмолекулярных взаимодействий; - гравитационные, проявляются на уровне космических масштабов. Электромагнитные межмолекулярные взаимодействия определяют свойства твердых тел, жидкостей и газов, поведение частиц в растворах, протекание химических реакций, а также свойства дисперсных систем. Согласно современным представлениям все межмолекулярные силы имеют электростатическую природу. Если заряды находятся в статике, между ними возникает кулоновское взаимодействие, в динамике – электромагнитное. Межатомные и межмолекулярные взаимодействия возникают всегда, даже между неполярными частицами за счет непрерывно флуктуирующего распределение заряда внутри и вокруг атомов. Несмотря на фундаментальную электростатическую природу межмолекулярных взаимодействий, удобнее их разделять на группы. Термины ионные, металлические и водородные связи, вандерваальсовы и гидрофобные взаимодействия хоть и кажутся различными, на самом деле имеют электростатическую природу. Для удобства, межмолекулярные взаимодействия группируют на слабые и сильные, короткие и дальние. Такое разделение может привести к путанице, хотя, в некоторых случаях, например при сравнении взаимодействий по величине, это может быть очень удобно. Рассчитать силу или энергию взаимодействия между частицами глинистой фазы или между молекулами или ионами в системах, с динамически изменяющимся составом, буровых растворах задача сложная. С другой стороны, владея этими данными сложно управлять свойствами и показателями бурового раствора. Свойства и показатели водных буровых растворов, как и всех водных дисперсных систем, зависят от полярности молекул воды и формирования ими водородных связей. Все межмолекулярные (межчастичные) взаимодействия в буровых растворах происходят между молекулами воды, молекулами воды и компонентами в водной среде. Согласно современным представлениям, все взаимодействия в буровых растворах относятся к электростатическим (электромагнитным) и проявляются на уровне атомно-молекулярных частиц, которые являются родоначальниками всех межмолекулярных взаимодействий. Буровые растворы, согласно представлениям супрамолекулярной химии, целесообразнее рассматривать как супраструктуры, образованные водородными связями между молекулами воды (рис.5). Супраструктуры в растворах – это полимолекулярные образования, возникающие при ассоциации большого числа молекул воды и компонентов в специфическую фазу. а) б) Рисунок 5 – Схематическое изображение супрамолекулярных каркасов в глинистой суспензии Межмолекулярные взаимодействия в буровых растворах для удобства могут быть группированы как электростатические, вандерваальсовые, гидрофобные, а также водородные связи – этим и занимается супрамолекулярная химия. К электростатическим принято относить взаимодействия, возникающие между диполями (так называемые диполь-дипольные), между ионом и диполем (ион-дипольные) и между ионами (ион-ионные). Диполь-дипольные взаимодействия возникают между полярными молекулами воды, воды и спирта, воды и неионного полимера и т.д. Кажущееся, беспорядочное расположение молекул воды, в объёме раствора, является на самом деле строго упорядоченным, благодаря ориентационным силам (табл. 3). Между молекулами воды существуют ориентационные (силы Кисома), индукционные (силы Дебая) и дисперсионные силы (силы Лондона). Таблица 3 - Относительное значение составляющих межмолекулярных сил Вещество Ориентационные силы, % Индукционные силы, % Дисперсионные силы, % H2O 77 4 19 NH3 45 5 50 HCl 14 4 82 HBr 3 2 95 HI 0,1 0,4 99,5 CH4 100 Взаимодействия между молекулами воды с спиртами и с неионными полимерами протекает с сохранением гибких водородных связей в формируемых супраструктурах, поэтому управление свойствами и технологическими показателями буровых растворов с их использованием производится без затруднений. Помимо полярных групп, вокруг которых вода гидратирована, в спиртах и полимерах имеются неполярные углеводородные цепи, формирующие вокруг себя из молекул воды ажурные каркасы, комплементарно сочетаясь с полостями этих каркасов. Взаимодействие между неполярными углеводородными цепями и молекулами воды, формирующими полости водных каркасов, относятся к гидрофобным и дисперсионным. Ион-дипольное взаимодействие возникает между ионами электролитов и полиэлектролитов с молекулами воды и полярными группами неионных соединений. Энергия ион-дипольного взаимодействия ионов с молекулами воды зависит от заряда и размера иона. При одинаковом заряде ионов энергия взаимодействия молекул воды с катионами выше, чем с анионами. Энергия взаимодействия между молекулами воды и полиэлектролита возрастает по мере увеличения молекулярной массы последнего. В результате суммарного взаимодействия – ион-дипольного и гидрофобного эти полиэлектролиты оказывают упорядочивающее действие на молекулы воды, которое выражается в значительном увеличении вязкости. Ион-ионное взаимодействие в водной среде сводится к ион-дипольному взаимодействию, так как любое взаимодействие в водной среде происходит при посредничестве молекул воды. Гидрофобное взаимодействие (гидрофобный эффект) – это кажущееся притяжение между неполярными молекулами, проявляющееся при их попадании в воду. На макроуровне гидрофобный эффект проявляется в том, что неполярные жидкости не смешиваются с водой, а их эмульсии типа вода-масло неустойчивы и стремятся к расслоению. Гидрофобный эффект является результатом выталкивания неполярных молекул из водной среды за счёт дипольных взаимодействий между молекулами воды. Это выглядит как притяжение между неполярными молекулами углеводородов. Гидрофобное взаимодействие – важнейший фактор самоорганизации в водных средах. Ориентационные и гидрофобные взаимодействия оказывают решающее воздействие при самосборке супраструктур из водных молекул в буровых растворах. Они ответственны за формирование супраструктур из молекул воды и неполярных молекул. Водородные связи, возникающие между молекулами воды, определяют её физические и химические свойства. Н-связь в растворах отвечает за структурно-реологические, тиксотропные, фильтрационные свойства. Н-связи между молекулами воды формируют упорядоченные ажурные супраструктуры. Геометрия и прочность водородных связей и формируемые ими супрамолекулярные структуры в буровых растворах очень разнообразны. Например, супраструктуры из молекул воды формируются полимером, в виде ассоциаций взаимодействующих с полярными группами с одной стороны и углеводородными неполярными цепями с другой стороны, ионами электролитов в виде гидратов и координационных связей, глинистой фазой в виде сплошных водных каркасов и т.д. По поведению бурового раствора, структурно-реологическим и фильтрационным показателям можно предугадать состояние рабочей жидкости, определить превалирование той или иной супраструктуры. Уменьшение количества и прочности водородных связей приводит к образованию супраструктур с гибкими связями, которые способны к самосборке благодаря ориентационным и гидрофобным взаимодействиям. Буровые растворы с гибкими водородными связями легче управляются в процессе бурения. Буровые растворы с жёсткими и прочными водородными связями более сложны в управлении. В формировании водородных связей и их разрушении ориентационные силы играют важнейшую роль. Такие свойства водородных связей как гибкость, прочность и др., прежде всего, зависят от ориентационных сил. Добавка любых реагентов приводит к изменению полярности молекул воды, что в конечном счете приводит к изменению прочности водородных связей между молекулами воды в супраструктурах. ТЕМА5. 5.Реология технологических жидкостей. Реологические модели жидкостей. Ньютоноская, вязкопластичная и псевдопластичные жидкости. ВНСС –вязкость (эффективная) при низких градиентах скорости сдвига. Реологические модели жидкостей. Чистота ствола скважины и забоя при бурении, качество первичного и вторичного вскрытия, а также при проведении ремонтных работ (глушение скважин) обеспечиваются реологией рабочих жидкостей. Реология – наука о механическом поведении тел во времени при действии на них напряжений. Технологические жидкости описываются реологическими моделями: 1.Модель вязкой жидкости (ньютоновская): t = ηγ 2. Модель вязкопластичной жидкости (Шведова-Бингама): t = t0 + ηγ 3. Модель псевдопластичной жидкости: t= КγN где t - напряжение сдвига; t0 - динамическое напряжение сдвига; η - пластическая вязкость; γ - скорость сдвига; К- показатель консистенции; N- показатель нелинейности; η- пластическая вязкость аналог коэффициента трения, приведенная к единице площади. Ньютоновская жидкость. Жидкость обладает свойствами молекулярного вещества. Если жидкость вода, то движение характеризуется без образования новых Н-связей. Такая система характеризуется постоянной величиной пластической вязкости η. Пластическая вязкость η - характеризует сопротивление раствора движению. (рис.6). Вязкопластичная жидкость. Поведение вязкопластичных жидкостей характеризуется структурированием (реопексией) жидкости при движении. Структурирование обусловлено образованием Н-связей (поэтому η- возрастает), например растворы полимеров. Данная система характеризуется начальной прочностью (t0) и постоянной величиной пластической вязкости (η) (рис.6). Подобное разделение условно, т.к. t0 величина переменная и зависит от поведения межчастичных сил в воде. При различных скоростях сдвига и термодинамических условий, а также состава буровой раствор может одновременно проявлять свойства реопектических, вязких и дилатантных жидкостей. Н-связи отвечают за поведение вязкопластичных жидкостей с определенным индукционным периодом и их прочностью: чем прочнее Н-связь тем больше вероятность дискретности. Рисунок 6 – Поведение типичного бурового раствора в сравнении с ньютоновской, бингамовской и степенной моделями Псевдопластичные жидкости. При движении разрушение и образование новых связей характерно для псевдопластичных жидкостей (рис.6). Показатель N зависит от способности Н-связей образовывать новые связи в растворе и оценивает внутреннюю сплошность среды. Показатель К определяет прочность Н-связей. Чем выше N, тем более дискретен раствор, а чем выше К, тем прочнее прочность Н-связей в объеме раствора. При N>0,3 сильно возрастают потери давления при циркуляции, т.к. затраты энергии на преодоление внутреннего сопротивления увеличиваются. Поэтому можно утверждать, что приN<0,3 буровой раствор сохраняет сплошность среды своей структуры при движении и затраты на преодоление внутреннего сопротивления отсутствуют. ПриN>0,3 система переходит в дискретное состояние, что характерно для вязкопластичных жидкостей. Н-связи отвечают за поведение псевдопластичных жидкостей, с быстрым индукционным периодом образования и невысокой прочностью Н-связей. На рис.6 приведена кривая поведения типичного бурового раствора в сравнении с ньютоновской, бингамовской и степенной моделями. При скоростях сдвига γ=200-1000с-1 реологическая модель линейна, а с уменьшение скорости сдвига γ<200с-1 происходит искривление участка кривой. Вязкость при низких градиентах скорости сдвига. При заканчивании скважины происходит ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта за счет проникновения твердой фазы и фильтрата технологических жидкостей ОСЗ. Контроль фильтрации технологических жидкостей является одним из ключевых вопросов проектирования и заканчивания скважины. Снижение фильтрации осуществляют за счет применения биополимеров, водорастворимых эфиров целлюлозы, производных крахмала и др. Для характеристики свойств технологических жидкостей или контроля фильтрации в пласт применяют термин ВНСС – (эффективная) вязкость при низких градиентах скорости сдвига. В промысловой практике ВНСС обычно определяют с помощью вискозиметра Brookfild. Выбор значений ВНСС позволит сократить глубину проникновения фильтрата в пласт и сохранить его коллекторские свойства. С увеличением температуры снижается ВНСС жидкости, поэтому требуется повышенный расход полимеров для обеспечения предотвращения потерь жидкости в пласт в забойных условиях (рис.7). Кроме контроля за ВНСС необходимо контролировать гидростатическое давление, создаваемое жидкостью, а также рост давления при циркуляции и поршневании для достижения минимального уровня фильтрации в пласт. В практических условиях для предотвращения потерь технологической жидкости в пласт рекомендуется увеличивать величину ВНСС. Рисунок7 - Влияние температуры на вязкость при низких градиентах скорости сдвига На рис.8 схематично показано влияние снижения градиента скорости сдвига на эффективную вязкость при удалении от ствола скважины. Рисунок 8 - Уменьшение градиента скорости сдвига при фильтрации жидкости в пласт Тема 1. Влияние бурового раствора на проницаемость коллекторов Существует несколько механизмов снижения проницаемости коллекторов под влиянием твердой фазы или фильтрата бурового раствора: 1. Капиллярные явления — влияние относительных проницаемостей в результате изменений относительного содержания воды, нефти и (или) газа в порах пласта; эффекты смачиваемости; блокирование пор водными фильтратами. 2. Набухание и диспергирование глин, входящих в состав породы коллектора, под действием фильтрата бурового раствора. 3. Проникновение из бурового раствора в пласт твердых частиц, закупоривающих поровое пространство. 4. Закупоривание гравийной набивки хвостовика с щелевидными отверстиями и сетки фильтрационной коркой из бурового раствора. 5. Взаимное осаждение растворимых солей в фильтрате и пластовой воде. 6. Осыпание несцементированных песков. 1.Капиллярные явления. Фильтрат бурового раствора на водной основе, проникающий в нефтеносный пласт, вытесняет нефть. В определенных условиях при вводе скважины в эксплуатацию не вся внедрившаяся вода удаляется в ствол, поэтому продуктивность скважины снижается. Этот механизм ухудшения свойств пласта был выявлен первым. Когда два несмешивающихся флюида одновременно текут через проницаемую среду, их траектории движения по каналам в этой среде зависят от избирательной смачиваемости породы. Если порода преимущественно гидрофильна, вода перемещается у поверхности зерен и по мелким капиллярам, в то время как нефть (или газ) движется по центральной части пор и по крупным фильтрационным каналам. В большинстве коллекторов пластовые давления достаточно высоки, чтобы, в конце концов, вытеснить весь фильтрат; поэтому ухудшение коллекторских свойств за счет проявления капиллярных эффектов носит лишь временный характер. Однако в коллекторах с низким пластовым давлением и низкой проницаемостью, а также в скважинах, где производится капитальный ремонт, капиллярные давления играют важную роль. Капиллярные давления обратно пропорциональны радиусу, а диаметр капилляров в горной породе может быть настолько мал, что капиллярные давления достигнут нескольких мегапаскалей. Капиллярное давление благоприятствует вытеснению нефти водным фильтратом, но препятствует вытеснению фильтрата нефтью. Существующий перепад давления может оказаться недостаточным для вытеснения фильтрата из мелких капилляров, особенно в непосредственной близости к стволу скважины, где перепад давления на границе раздела нефти и воды приближается к нулю. Это блокирование, приводит к необратимому ухудшению коллекторских свойств в призабойной зоне и даже прекращению притока пластового флюида в скважину из сильно истощенного коллектора. Образование водяного барьера в газовых коллекторах раньше называлось эффектом Жамена. Образования водяного барьера можно избежать, если использовать буровые растворы на углеводородной основе, в фильтрате которых при забойных условиях вода отсутствует. Другая возможная причина ухудшения коллекторских свойств изза капиллярных явлений — эмульгирование внутри поровой нефти, которое может произойти, если фильтрат эмульсионного («нефть в воде») бурового раствора содержит значительные количества эмульгатора. Эмульгирование происходит в связи с увеличением скорости сдвига в сужениях фильтрационных каналов, хотя общая скорость течения мала. Если при этом образуется устойчивая эмульсия, ее капельки запираются в порах и снижают эффективную проницаемость. Однако эмульгатор присутствует в фильтрате лишь в том случае, когда в эмульсионном буровом растворе имеется его избыток. Поэтому можно избежать эмульгирования в пласте, если тщательно подбирать и поддерживать состав эмульсионного раствора. 2. Набухание и диспергирование глин. Почти во всех песках и песчаниках содержатся глинистые частицы, которые значительно влияют на проницаемость этих пород. Такие глинистые частицы обязаны своим происхождением двум источникам. Детритовые глины осаждались вместе с зернами песка в процессе осадконакопления. Диагенетические глины осаждались позднее из пластовых вод или были образованы в результате взаимодействия пластовых вод и ранее существовавших глинистых минералов. Эти глины могут входить в состав скелета породы, покрывая стенки пор, или находиться в порах, не будучи скрепленными, с их стенками. Диагенетические глины обычно присутствуют в виде отложений на стенках пор пластинчатых глинистых частиц. Глины могут также присутствовать в виде тонких слоев или прослойков в песчаных пластах. Карбонатные породы редко содержат глины, но если глины все же в них присутствуют, то они включены в основную породу. Действие водных фильтратов на пластовые глины может привести к катастрофическому снижению проницаемости породы, но только в том случае, если глины располагаются в порах. Результаты исследований говорят, что снижение проницаемости вызывает набухание и диспергирование глин, а также последующее блокирование пор в результате миграции частиц глины. Пласты, проницаемость которых снижается под действием водных растворов, называются чувствительными к воде. Установлено, что наибольшее снижение проницаемости наблюдается, когда в пласте присутствуют монтмориллонит и переслаивающиеся глины. Меньшее влияние на снижение проницаемости пласта оказывают иллиты, а самое малое — каолиниты и хлориты. Ухудшение проницаемости может быть вызвано также свободными мельчайшими частицами таких минералов, как слюда и кварц. На эти явления влияет множество факторов, поэтому для определения оптимальной композиции бурового раствора желательно проводить лабораторные исследования на кернах. Обычно фильтраты буровых растворов на минерализованной воде, в которых содержание солей не ниже, чем показано в таблице 1, не вызывают снижения проницаемости (если не считать ухудшения коллекторских свойств в результате набухания кристаллов глинистых частиц). Таблица1 Вид глинистого минерала в пласте Растворы NaCl CaCl2 КСl Монтмориллонит 30 10 10 Иллит, каолинит, хлорит 10 1 1 Фильтраты буровых растворов на пресной воде способствуют глинистому блокированию, особенно если в них присутствуют такие понизители вязкости, как таннаты и комплексные фосфаты. В то же время фильтраты известковых буровых растворов с лигносульфонатом кальция не вызывают снижения проницаемости, если отношение ионов Ca2+/Na+ достаточно высоко для подавления диспергирования. Влияние рН. Водородный показатель влияет на диспергирование глин, так как от него зависит катионообменное равновесие. Однако влияние рН на конкретную систему зависит от электрохимических условий в ней. Водородный показатель фильтрата бурового раствора может стать причиной снижения проницаемости, но в результате проявления особого механизма — если цементирующей средой в породе является аморфный кварц. Фильтраты с очень высоким рН растворяют кварц, высвобождая мельчайшие частицы породы, которые после этого могут закупорить поровые каналы. Проникновение из бурового раствора в пласт твердых частиц. Хорошо известно, что частицы твердой фазы бурового раствора проникают в пласт и вызывают снижение проницаемости в результате сужения фильтрационных каналов. Однако частицы твердой фазы могут проникать в породу только в период мгновенной фильтрации до образования фильтрационной корки. Как только фильтрационная корка полностью сформируется, она начинает задерживать мельчайшие коллоидные частицы благодаря своей структуре очень низкой проницаемости (около 1 нм2). Проницаемость может продолжать снижаться, но не за счет частиц, проходящих через корку, а вследствие перемещения и изменения положения частиц, уже проникших в пласт во время мгновенной фильтрации. Таким образом, чтобы предотвратить ухудшение коллекторских свойств пласта под воздействием твердой фазы бурового раствора, необходимо свести к минимуму мгновенную фильтрацию путем поддержания в буровом растворе достаточного количества сводообразующих частиц нужного размера. Эти частицы, внедряются в поры у стенки скважины и перекрывают их, образуя основу на которой формируется фильтрационная корка. Для того чтобы эффективно выполнить эту функцию, основная часть частиц, образующих сводовую перемычку, по размеру должна быть меньше поровых отверстий, но не менее 1/3 их. Однако в растворе должны также присутствовать фракции частиц убывающего размера вплоть до крупных коллоидных частиц. Чем выше доля сводообразующих частиц и чем ниже проницаемость горной породы, тем быстрее сформируется сводовая перемычка и тем меньше будет мгновенная фильтрация. Глубокие и необратимые загрязнения пласта могут происходить при отсутствии в растворе необходимого количества сводообразующих частиц нужного размера. Примеры. Любой буровой раствор, при использовании которого пробурено несколько метров ствола, содержит около 3 кг/м3 частиц фракции 2–50 мкм; этого количества вполне достаточно для образования сводовых перемычек на поверхности сцементированных пород проницаемостью менее 1 мкм2 (1 Д) В таких породах никаких особых мер предосторожности принимать не нужно, и продуктивный интервал обычно можно разбуривать с использованием того же бурового раствора, который применяли в верхних интервалах ствола. Тем не менее, для ряда пластов и различных операций трудно определить требования к закупоривающей способности частиц, причем могут потребоваться частицы диаметром более 50 мкм. В ситуациях, описанных ниже, необходимо принять меры для обеспечения надежного сводообразования. Когда сделать это невозможно, следует использовать такие растворы для заканчивания и подземного ремонта скважин, в которых твердая фаза может быть разложена или растворена после окончания этих работ. Несцементированные пески. При разбуривании несцементированных песков для образования сводовых перемычек часто бывают нужны частицы диаметром более 50 мкм. В связи с большими различиями в необходимых размерах частиц, а также в размерах и формах пор трудно дать четкие рекомендации относительно выбора сводообразующих частиц. Однако для всех формаций, кроме пластов гравия и зон с открытыми трещинами или каналами, достаточно 15–30 кг/м3 сводообразующих частиц максимальным диаметром 150 мкм. В буровых растворах иногда не хватает частиц размером более 50 мкм, чаще всего так бывает при эффективной очистке раствора в пескоотделителях и илоотделителях. Поэтому при бурении в несцементированных песках необходимо тщательно следить за гранулометрическим составом твердой фазы, а механические сепараторы должны быть отрегулированы так, чтобы в растворе сохранялась требуемая концентрация крупных частиц. При необходимости в раствор следует добавлять крупнозернистый порошок подходящего материала, например карбоната кальция. Помимо снижения продуктивности скважин, вызываемого глубоким проникновением частиц твердой фазы бурового раствора, нехватка необходимых сводообразующих частиц приводит к обваливанию несцементированных песков и увеличению диаметра ствола скважины. Несцементированный песок имеет коэффициент сцепления, равный нулю, поэтому он будет обваливаться в ствол, если глинистая корка не образуется. Перепад давления на глинистой корке повышает сцепление и снижает напряжения сжатия на стенке скважины. Важно, чтобы глинистая корка образовалась быстро, так как турбулентный поток вокруг долота способствует сильной эрозии, и ствол быстро размывается. Если глинистая корка быстро образоваться не может, то не исключены снижение продуктивности, попадание определенных объемов песка в продукцию скважины, продольный изгиб обсадной колонны и другие осложнения при добыче нефти, связанные с увеличением диаметра ствола скважины. Установление корреляционной связи фракционного состава твердой фазы в буровом растворе с кривыми кавернометрии позволяет оперативно выявить оптимальные требования к закупориванию пор в конкретном коллекторе. Коллекторы с трещинной пористостью. Некоторые коллекторы, особенно карбонатные, имеют очень низкую первичную проницаемость, и добыча нефти из них зависит от течения по системе микротрещин. Ширина этих трещин в большинстве случаев не превышает 10 мкм, но может быть и намного больше. В связи с отсутствием точной информации о размере трещин закупорить их гораздо сложнее, чем пористую среду. Если трещина не закупорена, мельчайшие частицы твердой фазы бурового раствора проникают в нее и откладываются на стенках, пока вся трещина не заполнится глинистой коркой. Такие внутренние глинистые корки не удаляются при обратном течении пластовых флюидов, и продуктивность скважины значительно ухудшается. Подобные коллекторы, следовательно, должны вскрываться с использованием бурового раствора, содержащего разлагаемую твердую фазу. Литература: 1 Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. 2 Тагиров К.М., Нифантов В.И. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии. –М.: 2003 Тема 2. Управляемая кольматация продуктивных пластов. Эффективная кольматация коллектора промывочной жидкостью для вскрытия продуктивных пластов является одной из ее ключевых характеристик. Выбор фракционного состава и использование качественного закупоривающего материала являются залогом предотвращения проникновения фильтрата и раствора в пласт и максимального сохранения коллекторских свойств. Слишком мелкие частицы кольматанта способны проникать в поры коллектора и мигрировать с потоком фильтрата, образуя в результате фильтрационную корку непосредственно внутри коллектора, что приводит к существенному снижению проницаемости коллектора и затруднению ввода скважины в эксплуатацию. И наоборот, слишком крупные частицы кольматанта не способны образовывать плотную фильтрационную корку на поверхности коллектора и приводят к высокой величине фильтрации жидкости и высокой вероятности проникновения мелкодисперсного выбуренного шлама в пласт. Фракционный состав кольматанта должен соответствовать размерам пор коллектора, которые определяются в результате различных исследований, включая анализ шлифов или прокачку ртути через образец. Правило Абрамса. С конца 1970-х гг. в отрасли для подбора размера кольматанта в бурении применяют правило Абрамса. Правило Абрамса постулирует: средний размер частиц кольматанта должен равняться или быть немного больше 1/3 среднего размера пор пласта /1/. Например, частицы размером 10 мкм будут эффективны для кольматации пор размером около 30 мкм. В результате многочисленных исследований /2, 7/ установлено, что концентрация кольматанта (сводообразующих частиц) должна составлять не менее 5% от объема твердой фазы в промывочной жидкости для формирования эффективного сводообразования на входе в пору. Если размер частиц твердой фазы находится в диапазоне 1/3-1/10 среднего диаметра пор, тогда частицы неглубоко проникают в поры и создают фильтрационную корку внутри породы (позднее этот диапазон был сужен до 1/3-1/7 среднего диаметра пор /2/). В случае если диаметр частиц, присутствующих в жидкости меньше 1/10 диаметра пор, они способны глубоко проникать в пласт и не образовывать защитный экран на стенках ствола скважины, препятствующий проникновению компонентов промывочной жидкости в пласт и сохраняющий его коллекторские свойства /1, 2/. «Правило 1/3 диаметра» описывает размер частиц, при котором начинается сводообразование и не учитывает реальное распределение частиц по фракционному составу и распределение размеров пор. Изначально правило Абрамса было призвано снизить зону глубокого проникновения твердой фазы вглубь пласта при заканчивании скважины со спуском колонны и ее перфорацией. «Правило 1/3 диаметра» не описывает распределение размеров частиц для оптимальной кольматации и минимизации зоны внедрения фильтрации. Теория идеальной упаковки. Новым подходом к выбору фракционного состава кольматанта является метод подбора оптимального фракционного состава и концентрации кольматанта на основе модифицированной теории Кауффера (теория идеальной упаковки) /2, 3, 19/. Теория идеальной упаковки использует графический метод для определения оптимальной концентрации сводообразующего материала для заданных характеристик пласта. С ее помощью можно количественно определить необходимое фракционное распределение частиц кольматанта как для сводообразования, так и для закупорки пространств между сводообразующими частицами. Такое распределение частиц по размеру позволяет создать прочную малопроницаемую фильтрационную корку. При этом теория применима практически для любого типа жидкости (на водной или углеводородной основе) и для кольматации разных типов пород – пористых песчаников, известняков и трещинных сланцев. Для определения необходимого гранулометрического состава кольматанта необходимо проведение оперативных исследований на кернах, полученных из пилотных стволов пробуренных для определения оптимального профиля горизонтальной скважины. В настоящем такую информацию можно также получить из анализа каротажей в пилотном стволе. При бурении разведочных скважин на площади также отбирают керн и определяют распределение пор по размерам. В зависимости от результатов такого анализа следует разрабатывать рецептуру промывочной жидкости, в том числе гранулометрический состав твердой фазы. В реальных породах спектр размеров пор может быть весьма широким. Поэтому дисперсная фаза промывочной жидкости должна иметь частицы кольматанта нескольких размеров с таким расчетом, чтобы они могли создать мостики на соответствующих порах и образовать тонкую фильтрационную корку /5/. При бурении последующих скважин необходимо повторять анализы структуры порового пространства пород коллектора и при необходимости вносить соответствующие коррективы в рецептуры промывочных жидкостей. Средний размер пор не всегда является достаточным параметром для выбора кольматанта. Поэтому при применении теории идеальной упаковки рекомендуется использовать размеры пор, определенные с помощью исследования шлифов, нагнетания ртути или данных проницаемости. Принимая вероятность «худшего сценария», предпочтительно использование доминирующих крупнейших размеров пор для выбора кольматанта. В случае, когда данные по реальным размерам пор отсутствуют, возможно, использование величины проницаемости. Если породы характеризуются несколькими величинами проницаемости, необходимо использовать большую. Однако использование проницаемости вместо реальных размеров пор может привести к значительным погрешностям. Карбонат кальция механически разрушается в процессе бурения и удаляется оборудованием системы очистки раствора, фракционный состав его постоянно изменяется. Поэтому рекомендуется по возможности использовать реагент с максимальной твердостью (например, мраморную крошку вместо молотого мела или известняка) и производить ежедневную дообработку раствора. Необходимо использовать специализированную методику лабораторного анализа твердой фазы раствора с целью определения текущего содержания карбоната кальция в процессе бурения и поддержания его на требуемом уровне. В настоящее время многие компании, специализирующиеся в вопросах повышения качества первичного вскрытия продуктивного пласта, разработали и применяют различные компьютерные программы, позволяющие рассчитывать необходимые фракционный состав и концентрацию кольматанта с целью формирования качественной фильтрационной корки. Литература: 1 Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion. JPT, 1977 May, p. 586-592/ 2 Dick M.A., Heinz T. J., Svoboda C.F., and Aston M. Optimizing the selection of bridging particles for reservoir drilling fluids. SPE paper 58793. 2000. 3 Kaeuffer, M. Determination de l,optiumum de remplissage granulometrique et quelques proprietes S,y Rattachant. Congres International de l,A.F.T.P.V., Rouen, Oct 1973/ 4 Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. 5 Крылов В.И., Крецул В.В. Методические указания по выбору промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов. – М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. 6 Крылов В.И., Крецул В.В.Выбор жидкостей для заканчивания и капитального ремонта скважин. – М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. – С. 196. Тема 3. Бурение скважин и вскрытие продуктивных пластов на депрессии и репрессии В соответствии с требованиями Правил безопасности в н. и г. промышленности основной объем бурения и ремонта скважин ведется в условиях превышения пластового давления на 5-10% и более гидростатическим давлением столба бурового раствора, т.е. при репрессии на пласт. В высокопроницаемых пластах сравнительно небольшая репрессия на пласт 0,5-1,5 МПа может вызвать интенсивные поглощения, ликвидировать которые не всегда удается. Принципиальная разница вскрытия продуктивных горизонтов с АНПД и АВПД заключается в использовании различных по составу и свойствам промывочных агентов: при АНПД применяют облегченные жидкости, пены и газообразные агенты, при АВПД – утяжеленные буровые растворы. При вскрытии продуктивных пластов с коэффициентом аномальности Ка до 1,5 проблемы возникают за счет поглощающих зон, а при Ка более 1,5 значение давления гидроразрыва приближается к значению пластового давления и бурение на репрессии существенно осложняется. Бурение в условиях АНПД. При бурении в условиях АНПД с использованием буровых растворов на водной и углеводородной основе в большинстве случаев происходят поглощение из-за повышенных репрессий на пласт, что приводит: - к необратимому снижению естественной проницаемости коллекторов; - потери циркуляции, вызывающие флюидопроявления, осыпи , обвалы и другие виды осложнений. Вскрытие н. и г. скважин с коэффициентами аномальности 0,70 и менее на буровых растворах вызывают интенсивные поглощения, что сказывается на уменьшении нефтегазоотдачи продуктивных пластов. Переход на использование специальных промывочных агентов или способов вскрытия продуктивных пластов провдится в случае возникновения катастрофических поглощений. Для вскрытия пластов в этих условиях используются газообразные промывочные агенты и пенные системы: - природный газ, азот, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания; туман, который состоит из газа и воды с ПАВ и ингибитором коррозии; - пена, аэрированные жидкости; - жидкости с содержанием микросфер. Бурение в условиях АВПД. При бурении в условиях АВПД в большинстве случаев из-за возможного флюидпроявления утяжеляют буровой раствор и в околоскважинную зону пласта проникает большое количество фильтрата и утяжелителя, что приводит к ухудшению фильтрационных характеристик коллектора. Вместе с тем, с ростом глубин разница между градиентами давлений поглощения для трещинных и поровых коллекторов уменьшается и на глубинах более 4000м практически исчезает. При АВПД давления ГРП и поглощения приближаются к пластовому, что существенно осложняет процесс бурения и ремонта скважин в этих условиях. Основным способом регулирования значения дифференциального давления в системе скважина пласт (депрессия- равновесие- репрессия) является значение плотности промывочного агента. На значение ЭЦП раствора оказывают влияние реологические показатели и режим промывки. Накопленный опыт бурения на депрессии и равновесии давлений в системе скважина-пласт позволяет определить области эффективного применения данного способа: - вскрытие продуктивных пластов при бурении разведочных скважин, когда отсутствует достоверная информация о ФЕС перспективных коллекторов и др.; - вскрытие низкопроницаемых песчаников, устойчивых карбонатных пород и трещиноватых глинистых сланцев при бурении эксплуатационных скважин; Бурение на депрессии не возможно осуществить, если в разрезе открытого ствола залегают неустойчивые глинистые породы, склонные к осыпанию и обвалам, рыхлые неустойчивые и несцементированные породы. В этих случаях, выбор плотности раствора осуществляется исходя из условий сохранения устойчивости стенок скважины и репрессия на продуктивный пласт может значительно возрасти. Литература: 1 Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. 2 Тагиров К.М., Нифантов В.И. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии. –М.: 2003 ТЕМА4. 4.Полимеры для буровых растворов и технологических жидкостей. Классификация водорастворимых полимеров. Полисахариды. Синтетические водорастворимые полимеры. Катионные полимеры Среди химических реагентов водорастворимые полимеры (ВРП) играют особую роль при бурении скважин, добычи нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи пласта. ВРП применяют в качестве понизителей фильтрации; структурообразователей, загустителей; разжижителей; флокулянтов. Классификация ВРП. Все ВРП делятся на полианионные, поликатионные, полиамфолитные, которые являются полиэлектролитами и полинеионогенные ВРП –неполиэлектролиты. По способу получения ВРП различают: природные, природные химически модифицированные и синтетические. Полисахаридные ВРП К полисахаридам относятся: • полимеры, получаемые химической модификацией целлюлозы; • крахмальные реагенты – природные и химически модифицированные; • биополимеры, образующиеся в результате жизнедеятельности определенных типов микроорганизмов в различных питательных средах. Фрагменты структур полисахаридов: Na-соль КМЦ Гуаровая смола (крахмал) Ксантановая смола (биополимер) Полисахариды на основе целлюлозы: анионные ВРП – Nа-КМЦ, Nа-ПАЦ, КМОЭЦ; неионогенные ВРП - ОЭЦ. Основное назначение: понижение водоотдачи пресных (0,2-0,6%), минерализованных, сильноминерализованных (1,0-1,5%) глинистых растворов. Загущает пресные и разжижает минерализованные растворы. Анионные неустойчивы к 2-х валентным катионам магния и кальция, а неионные устойчивы. Устойчив температуре до 120-140оС. Диапазон рН 8-9. Крахмал. Используют кукурузный и картофельный крахмал. В состав крахмала входят 2 компонента: амилоза - линейный полимер, с молекулярной массой 200000, и амилопектин с молекулярной массой 1 млн – разветвленный плохо растворимый полимер. Основное назначение крахмала: понижение водоотдачи сильноминерализованных глинистых растворов, содержащих соединения Ca и Mg. Концентрация крахмала 0,5-1,5% пресные системы до 3,0% соленые. Крахмал загущает растворы. Недостатки: 1) низкая термостойкость (до 110-120ºС); 2) подвержен ферментации. В результате жизнедеятельности микроорганизмов крахмал разлагается и теряет свои свойства. Подавить ферментацию можно: 1) повышением рН до 11-12; 2) применением минерализации (по NaCl не менее 250 кг/м3); 3) введениемантиферментаторов: формалин, фенол, аминные соединения. Диапазон рН 8-10. Биополимеры характеризуются высокой загущающей способностью, а их растворы – сильно выраженными псевдопластичными свойствами при малой концентрации полимера. Биополимеры устойчивы к действию солей. Назначение биополимеров – загущение буровых растворов с малым содержанием дисперсной фазы. Концентрация биополимера 0,05-0,5%. Они способны улучшать фильтрационные свойства буровых растворов. Недостатки: 1) ограниченная термостойкость (до 120ºС); 2) подвержены ферментативному разложению, поэтому требуют применения реагентов, препятствующих этому процессу. Диапазон рН 8-9. Синтетические водорастворимые акриловые и метакриловые полимеры. ГиПАН ГиПАА, метас ПАА Основное назначение: понижение водоотдачи пресных, минерализованных, сильноминерализованных буровых растворов. Загущает пресные и разжижает минерализованные растворы. Неустойчивы к 2-х валентным катионам магния и кальция. Устойчив к температуре 170-190оС. Диапазон рН 8-9. Концентрация для снижения показателя фильтрации: от 0,1 до 0,5% для пресных и слабоминерализованных, от 1 до 2% для минерализованных и высокоминерализованных растворов, а также для высокотемпературных скважин (до190оС). Катионные ВРП. Элементарные звенья катионных ВРП содержат функциональные группы с четвертичным азотом. Это полиэлектролиты, которые в воде диссоциируют с образованием поликатионов (макроионов) и низкомолекулярных анионов. Наиболее распространены Полидадмахи. Выпускаются полиамины, ПАА. ПАА Основное назначение: снижение показателя фильтрации пресных, минерализованных, сильноминерализованных, полиминерализованных глинистых растворов. Ингибитор набухания глин. Высокая устойчивость ко всем солям. Устойчив к температуре 230оС и более. Диапазон рН любой. Концентрация для снижения показателя фильтрации: от 1 до 3,5% для пресных, минерализованных и высокоминерализованных, от 3,5 до 4,5% для всех растворов при температурных воздействияхдо230оС. ТЕМА6. 6.Продуктивный пласт и коллектора. Типы коллекторов нефти и газа. Пористость и проницаемость горных пород. Пластовые флюиды. Нефтеотдача пластов. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Продуктивный пласт представлен проницаемыми породами коллекторами насыщенными углеводородами, причем вышележащие пласты, выполняют роль непроницаемой покрышки и обеспечивают их герметичность. Строение продуктивного пласта определяется: а) тектоникой пласта; б) площадью залежи нефти и газа; в) мощностью пласта – общей и эффективной, ее изменением по простиранию; г) объемом газовой шапки, если она имеется; д) характером контакта нефть – вода и нефть – газ. Все элементы геологического строения нефтяного и газового пласта отображают на геологических профилях и структурных картах. На многих нефтяных и газовых месторождениях наблюдается значительное колебание мощности нефтяного пласта в пределах контуров залежи. Следует различать понятия общей и эффективной (полезной) мощности пласта. Эффективная мощность пласта h – это сумма мощностей пористых, проницаемых и насыщенных нефтью участков пласта, по которым фильтруется жидкость. Именно эту мощность учитывают при гидродинамических расчетах. Месторождение может иметь один или несколько продуктивных пластов изолированных друг от друга. Типы коллекторов нефти и газа Физические свойства горных пород. В зависимости от условий образования горные породы делятся на магматические, осадочные и метаморфические. Бурение нефтяных и газовых скважин ведется в осадочных породах, которые залегают в верхней части земной коры. Представителями осадочных пород являются песчаники, алевролиты, глины, гипсы, известняки, ангидриты и др. Запасы нефти и газа приурочены в осадочных породах-коллекторах. Коллекторскими свойствами обладают горные породы, пласт или массив, способные к аккумуляции и фильтрации воды, нефти и газа. По строению коллектора делятся на три типа – гранулярные, трещиноватые и смешанные. К гранулярным относятся коллектора из песчано-алевролитовых пород, поровое пространство которых состоит из междузерновых пустот. Похожим строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах, представленных в основном карбонатными породами и сланцами, поровое пространство складывается системой трещин. На практике все же чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых сложено как системами трещин, так и поровым пространством блоков, а также кавернами и карстами. По составу пород коллектора делятся на песчано-алевролитовые и карбонатные. Около 60% запасов нефти в мире залегает в песчано-алевролитовых, 39% - в карбонатных и 1% - в метаморфических и магматических породах-коллекторах. Коллекторские свойства пород продуктивных пластов характеризуются: 1) гранулометрическим составом; 2) пористостью; 3) проницаемостью; 4) капиллярными свойствами; 5) удельной поверхностью; 6) механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву, сжатию и прочими видами деформаций); 7) насыщением пород водой, нефтью и газом. Пористость горных пород. Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор). Пористость оценивается коэффициентами полной и открытой пористости. Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к объему образцаV: mп = Vпор/V Коэффициентом открытой пористости mо принято называть отношение объема открытых соединенных порVотк.пор к объему образцаV. mоп = Vокр.пор/V По величине поровые каналы нефтяных пластов условно делятся на три группы: 1) сверхкапиллярные – более 0,5 мм; 2) капиллярные – от 0,5 до 0.0002 мм; 3) субкапиллярные – менее 0,0002 мм (0,2 мкм), практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Породы, с капиллярными и сверхкапиллярными каналами являются хорошими коллекторами нефти. В большинстве случаев пористость составляет 10-20%. Проницаемость горных пород. Проницаемость – это фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать через себя нефть, газ и воду. В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений встречаются разные виды фильтрации в пористой среде нефти, воды и газа – совместное или раздельное их движение. При этом проницаемость одного и того же пористого пространства для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в нем будет разной. Поэтому для характеристики проницаемости пород пластов введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости. Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определяется при наличии в ней только одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. На практике жидкости взаимодействуют с породой. Поэтому для оценки абсолютной проницаемости обычно используют воздух или газ. Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазовых систем. Относительной проницаемостью поровой среды называется отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости: где – скорость линейной фильтрации; Q– объемный расход жидкости за единицу времени; F – площадь фильтрации; μ – динамическая вязкость жидкости; Δр – перепад давления; L– длина пористой среды. Где k коэффициент проницаемости: При измерении проницаемости пород по газу в формуле нужно подставить средний расход в условиях образца: где – объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа в образце. В Международной системе единиц величины, которые входят в формулу проницаемости, имеют следующие размерности: [L] = м; [F] = м2; [Q] = м3/с; [р] = Па; [µ] = Па·с. Следовательно; При L=1 м, F=1 м2, Q= 1 м3/с, р= 1 Па, μ= 1 Па·с получим значение коэффициента проницаемости k= 1 м2. 1,02 м2=1,02*1012мкм2=1012Д, или 1Д=1,02мкм2=1,02*10-12м2 , 1Д=103мД. Таким образом, в Международной системе за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при которой при фильтрации через образец площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1Па·с составляет 1 м3/с. Пластовые флюиды. Нефть – это смесь разных углеводородных и неуглеводородных (гетероатомных) соединений. В нефти присутствуют метановые, нафтеновые и ароматические углеводороды, и их кислородные, серные и другие соединения. Соотношение основных углеводородных соединений может быть разным. Метановые, или парафиновые, углеводороды (СnН2n+2) в нормальных условиях представлены газами (СН4 – С4Н10), жидкими (С5Н12 – С15Н32) и твердыми телами (С16Н34 и более). Метановые углеводороды могут иметь нормальное – в виде неразветвленной цепи, или изометрическое – в виде разветвлённой цепи – строение. Нафтеновые углеводороды характеризуются циклическим строением. Простые моноциклические соединения имеют общую формулу СnН2n. В нефти встречаются преимущественно углеводороды с пяти- и шестичленной структурой. Большинство нафтеновых углеводородов – жидкости, только высокомолекулярные являются твердыми телами. Ароматические углеводороды - это моноарены (бензол и его гомологи СnН2n-2) и полиарены (СnН2n-12, СnН2n-18, СnН2n-24). Неуглеводородные соединения нефти – это в основном органические соединения кислорода, серы и азота. Сера в нефти может встречаться в малых количествах в свободном состоянии, в виде сероводорода, растворенного в нефти, и в органических соединениях. Смолы и асфальтены являются наиболее сложными соединениями в нефти, где углеводородные радикалы связаны между собой, а также с серой, кислородом и азотом. Содержание смолисто-асфальтеновых веществ в нефти колеблется от 1-2 до 60-70%. Смолы имеют полужидкую консистенцию, а асфальтены являются порошкообразными веществами и нерастворимы в легких углеводородах. Смол в нефти значительно больше, чем асфальтенов. Газовые конденсаты имеют состав, аналогичный составу нефти, однако у них асфальтенов и смол нет. Нефти по преимущественному содержанию тех или иных углеводородов подразделяют на следующие группы: метановые, метано-нафтеновые, нафтеновые, метано-нафтено-ароматические и нафтено-ароматические. Различают также другие классификации нефтей: по содержанию твердых парафинов – малопарафинистые (до 1,5%), парафинистые (до 1,5-6%) и высокопарафинистые (более 6%), по содержанию серы – малосернистые (до 0,5%), сернистые (0,5-2%) и высокосернистые (более 2%), по содержанию смолистых веществ – слабосмолистые (до 8%), смолистые (8-28%) и сильносмолистые (более 28%) и т.д. Природный газ – это смесь разных, главным образом углеводородных газов: метана (СН4), этана (С2Н6), пропана (С3Н8), бутана (С4Н10) и др. Основной составляющей частью природного газа является метан, содержание которого в большинстве случаев превышает 80-90% и иногда достигает 97-99%. Примесями к углеводородным газам в нефти могут быть азот, водород, сероводород, углекислый газ и инертные газы (гелий, аргон и др.). Газы, в 1 м3 которых содержится более 100 г тяжелых углеводородных газов (этан, пропан и др.), называют «богатыми», а менее 100 г – «сухими». Химический состав природных газов зависит от типа месторождения. Вода в горных породах может пребывать в связанном и свободном состояниях. В зависимости от природы связывающих сил воду делят на капиллярную связанную, в которой имеют место преимущественно капиллярные силы, адсорбционно связанную, которая удерживается молекулярными силами на поверхности скелета породы, и пленочно связанную, которая покрывает гидрофильные участки поверхности скелета породы. Связанная вода существенно влияет на характер движения жидкости и газа в пластах. Свободную пластовую воду по размещению относительно нефтегазовых горизонтов называют верхней, если она насыщает пласт, расположенный выше продуктивного, нижней, если насыщает пласт, расположенный ниже продуктивного, подошвенной, если вода заполняет пласт-коллектор под залежью нефти или газа. Характеристика пластовых вод определяется общей минерализацией воды, содержанием основных ионов и другими показателями. Пластовые воды делят на пресные, слабосоленые, соленые, солевые и рассолы – с содержанием солей соответственно менее 1, 1-5, 5-10, 10-50 и более 50 г/л. Основными ионами в природных водах являются анионы Сl-, НСО3, СО2-3, SO2-4 и катионы Na+, K+, Ca2+, Mg2+. Воды нефтяных месторождений бывают кислыми и щелочными, содержат растворенный природный газ, азот и углекислый газ. Нефтеотдача пластов. Нефтеотдача (η) - отношение количества извлечённой из пласта нефти (Qи) к первоначальным её запасам в пласте (Qз), т.е. η= Qи/Qз. Различают текущуюηт и конечнуюηк нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлечённой из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным геологическим запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества накопленной добычи нефти в конце разработки залежи к первоначальным запасам. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи», который следует применять по отношению к конечной нефтеотдаче. На рис.9 показана зависимость текущей нефтеотдачи от времени. Рисунок 9 - Зависимость текущей нефтеотдачи ηт от времени t Существенное влияние на нефтеотдачу оказывает вязкость нефти, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, содержания в нефти парафина. Высокая вязкость нефти, большое содержание в нефти парафина - одно из главных препятствий на пути достижения высокой нефтеотдачи пласта. Отметим, что в первые годы нефтеотдача составляла 0,1-0,2. Совершенствованием контроля и регулированием разработки удалось повысить нефтеотдачу на ряде месторождений до 0,5-0,6. Весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа. На первом этапе для добычи нефти максимально используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворённого газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). На втором этапе реализуются вторичные методы поддержания пластового давления путём закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными. На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются третичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), которые принято называть современными. Нефтеотдача на всех этапах добычи и эффективность МУН зависят от качества первичного и вторичного вскрытия коллекторов. 1. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ Первой рабочей жидкостью, входящий в контакт с продуктивным горизонтом и во многом обусловливающей возможность получения запланированного дебита, является буровой раствор, используемый для первичного вскрытия. Обычные буровые растворы могут быть причиной серьезного повреждения для коллектора. Понимая это, многими сервисными компаниями было принято решение о разработке и выделении в отдельную категорию буровых растворов специализированных систем, основным назначением которых является максимально безопасное и эффективное вскрытие продуктивных коллекторов с максимальным сохранением их естественной проницаемости. В настоящее время на месторождениях России при вскрытии коллекторов с коэффициентом аномальности 0,85-1,20 проницаемостью до 2-3 Дарси, в том числе горизонтальными скважинами, широкое применение нашли следующие системы буровых растворов для качественного первичного вскрытия: ● «ИКАРБ» (ЗАО «ИКФ-СЕРВИС»; ● «ФлоПро ЭН-ТИ», «ФлоПро ЭС-ЭФ», «ФлоТре» (компания «ЭМ-АЙ СВАКО»); ● «Барадрил-Эн», «Квикдрил» (компания «Бароид»); ● ББР-СКЦ, ББР-ПМГ (ООО «ПермНИПИнефть», ООО «ПСК «Буртехнологии»); ● «Перфлоу» (компания «Бэйкер Хьюз». Подобные рецептуры буровых растворов также получены в НПО «Бурение», НПО «Буровая техника-ВНИИБТ», СургутНИПИнефть, УдмуртНИПИнефть и в других организациях. Общими чертами этих систем является: ● Максимальное использование полисахаридов (биополимеров, модифицированных крахмалов) и растворимых в кислоте компонентов; ● Использование карбоната кальция в качестве твердой фазы для формирования фильтрационной корки. В некоторых случаях также используют растворы на углеводородной основе (РУО), например, систему «Версаклин». Однако, как и в мировой практике, большинство продуктивных пластов на месторождениях России вскрывают с применением растворов на водной основе (РВО). При этом более половины из них составляют безглинистые биополимерные растворы («ИКАРБ», «ФлоПро» и аналогичные). История применения данной системы насчитывает более 10 лет, за которые были пробурены десятки тысяч эксплуатационных скважин во всем мире. Масштабное внедрение биополимерной системы буровых растворов на месторождениях России начала компания «ЭМ-АЙ СВАКА» («Эм-Ай Дриллинг Флуидз») в 1990-х гг. Причиной успеха системы является ее простота, гибкость, легкость применения, невысокая стоимость и высокая эффективность. Компонентный состав, реологические и фильтрационные характеристики системы подбираются индивидуально для каждого конкретного коллектора с учетом его строения и состава, горно-геологических условий бурения, методов строительства и заканчивания скважины. Базовая рецептура системы «ФлоПро» включает: 5-7 кг/м3 биополимера («Фло-Виз»), 12-18 кг/м3 модифицированного крахмала («Дуал-Фло», модификация подбирается для обеспечения синергетического эффекта с биополимером) и 80-100 кг/м3 карбоната кальция, выполняющего функцию кольматанта. При этом фракционное распределение кольматанта подбирается к каждому коллектору индивидуально для обеспечения быстрого формирования тонкой малопроницаемой фильтрационной корки, используя теорию идеальной упаковки (управляемая кольматация) Успех системы «ФлоПро» способствовал разработке территориальными отраслевыми НИИ и компаниями, образованными на их основе, подобных биополимерных систем. Однако, системы, разработанные российскими НИИ, не всегда обеспечивают высокую эффективность и не нашли широкого распространения, прежде всего, из-за слабого сервиса инженерного сопровождения буровых растворов или полного его отсутствия. Такое положение дел вполне объяснимо, т.к. инженерный сервис не является профильным направлением деятельности НИИ. К тому же бюджет на НИОКР в области буровых растворов, расходуемый компанией «ЭМ-АЙ СВАКО», позволяет постоянно обновлять обширный арсенал технологий для проводки скважин в сложных горно-геологических условиях. Тем не менее, международные компании широко сотрудничают с российскими НИИ и открывают научно-технические центры в России (как, например, «ЭМ-АЙ СВАКО» в 2007 г. открывшая новый НТЦ в Волгограде), привлекая к работе лучших российских специалистов. Опыт применения биополимерных растворов и теорию идеальной упаковки при заканчивании скважин на Усть-Вахском участке Самотлоркого месторождения. Самотлорское нефтяное месторождение введено в разработку в 1969 г. За истекший период из его недр извлечено более 2 млрд. т нефти. Основные объекты находятся на последней стадии разработки, продукция большинства скважин характеризуется высокой обводненностью. В то же время на Самотлорском месторождении имеются участки, запасы нефти которых стали осваивать лишь в последние годы. Одним из таких участков является Усть-Вахская площадь. Она расположена на юго-восточной краевой части месторождения, в водоохранной зоне поймы реки Вах. Сосредоточенность всех запасов нефти в охранной зоне и отсутствие эффективных технологий разработки пласта АВ11-2, так же называемого «рябчик», явились основной причиной задержки ввода Усть-Вахской площади в разработку. Запасы нефти Усть-Вахской площади приурочены в основном к двум пластам: пласту АВ1(АВ11-2 «рябчик» и АВ13) и пласту БВ80. Характеристика продуктивных пластов Усть-Вахской площади приведена в таблице 2 /4/. Таблица 2 – Характеристика продуктивных пластов Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения Пласт Средняя глубина залегания кровли, м Толщина нефтенасыщения (пределы измерения и средняя), м Начальное пластовое давление Температура пласта, °С Средняя пористость, % Средняя проницаемость, мД Начальная нефтенасыщенность, % АВ11-2 1650 4,8…24,9 (12,1) 16,7 53 23 13,4 54 АВ13 1675 2,7…17,1 (7,4) 17,1 57 25 123 53 БВ80 2071 1,2…18 (7,0) 21,1 70,3 23 234,2 58 В 2004 г. ЦКР Роснедра утвердила Программу первоочередных работ по освоению запасов нефти водоохранных зон приоритетного природопользования (район Усть-Вахского и Мыхпайского участков) Самотлорского месторождения /17/. Программой были рекомендованы к применению две технологии заканчивания скважин на Усть-Вахской площади: 1. Технология 1 – строительство наклонно направленных скважин с практически вертикальным стволом в зоне продуктивного пласта и с закрытым забоем (т.е. со спуском обсадной колонны, ее цементирование и перфорацией), и последующим проведением ГРП на стадии освоения скважины. Такая технология была ориентирована для применения на низкопродуктивном пласте АВ11-2 «рябчик». 2. Технология 2 – строительство наклонно направленных скважин с горизонтальным окончанием ствола с применением специального бурового раствора для качественного первичного вскрытия и со спуском в зону продуктивного пласта фильтра-хвостовика. Эта технология была рекомендована для освоения высокопродуктивных объектов. В таблице 3 приведены основные показатели скважин, законченных по этим двум технологиям /4/. Таблица 3 Показатели скважин Усть-Вахского участка Самотлорского месторождения, законченных строительством по технологиям 1 и 2 (за период 2005 – начало 2006 г.) Показатели Технология 1 (наклонно направленные скважины с ГРП) Технология 2 (горизонтальные скважины) Закончено строительством 64 скв. (пласт АВ11-2) 34 скв., в т.ч. 19 скв. в пласте АВ11-2, 2 скв. в пласте АВ13, 13 скв. в пласте БВ Конструкция скважин (диаметры обсадных колонн, мм) 32 скв.: 324-245-168 32 скв.: 426-324-245-168 4 скв.: 426-324-219-140 13 скв.: 324-245-178-114 17 скв.: 324-245-168-114 Тип бурового раствора для первичного вскрытия продуктивного пласта Хлоркалиевый биополимерный, в т.ч. 22 скв. – раствор М-1 SWACO Хлоркалиевый биополимерный с кольматантом (управляемая кольматация, в т.ч. 14 скв. - раствор FLO-PRO Плотность технологических жидкостей: 1060…1120 кг/м3 - при первичном вскрытии 1100…1120 кг/м3 - при перфорации 1020 кг/м3 Жидкость перфорации Солевой раствор КСl Конструкция забоя Закрытая Фильтр-хвостовик Тип фильтра ФС-114; ФБ-140 Угол входа ствола скважины в продуктивный пласт 7…130 (редко 36-480) 75-880 Длина горизонтального участка, м - 400…500; 600…750 Средний дебит АВ13 БВ -жидкости, м3/сут 102 90 1074 -нефти, т/сут 33 45 634 -воды, % 60 37 34 Диапазон дебитов: -жидкости, м3/сут 60…317 28…340 550…1720 -нефти, т/сут 10…250 10…67 150…1300 -воды, % 15…89 5…88 9…85 Пласты АВ13 и БВ относятся к высокопродуктивным пластам, пласт АВ11-2 также в некоторых зонах представлен песчаником с высокой проницаемостью. Основной проблемой вскрытия продуктивных пластов являлось аномально низкое пластовое давление, обусловленное интенсивной добычей нефти и отставания внедрения системы ППД. В последние годы вследствие отставания в заводнении месторождения, энергетическая характеристика высокопродуктивных пластов Усть-Вахской площади резко ухудшилась. Это привело к тому, что образовались зоны, в которых пластовое давление снизилось практически вдвое по сравнению с начальными по участку. Поскольку проекты на строительство скважин регламентировали плотность бурового раствора при первичном вскрытии, исходя из начального пластового давления, при вскрытии продуктивные пласты подвергались высокой репрессии. Возникла необходимость разработать решение, позволяющее вскрывать высокопроницаемые продуктивные пласты горизонтальным стволом, не вызывая их загрязнения и не допуская дифференциальных прихватов бурильного инструмента под воздействием высокой репрессии. Решение об использовании бурового раствора плотностью ниже плотности воды потребовало бы перевооружения буровых установок для обеспечения бурения на депрессии с использованием, например, нефти, газированной азотом. Использование же нефти в качестве бурового раствора еще более осложнило бы решение экологических проблем на Усть-Вахской площади, находящейся целиком в водоохранных зонах поймы реки Вах, вода из которой используется для хозяйственно-питьевых нужд г. Нижневартовска и других населенных пунктах района. Применение облегченного бурового раствора при проводке горизонтальных скважин также является сложной технической задачей, поскольку с увеличением зенитного угла ствола скважины плотность жидкости, обеспечивающей устойчивость стенок ствола скважины, увеличивается. Следовательно, уменьшение величины плотности промывочной жидкости для снижения репрессии на продуктивный пласт могло спровоцировать осложнения и аварии в стволе скважины, обусловленные осыпями и обвалами стенок скважины. Это в свою очередь приводит к удлинению сроков вскрытия продуктивного пласта (иногда к невозможно достижения проектного забоя), увеличению времени контакта бурового раствора с продуктивным пластом, а, следовательно, - к увеличению риска загрязнения коллектора. Поставленная задача была решена применением технологии управляемой временной кольматации продуктивных пластов, основанной на решениях теории идеальной упаковки, которая была воплощена компанией «ЭМ-АЙ СВАКО» в специальном буровом растворе «ФЛО-ПРО ЭН-ТИ» с подобранным по фракционному составу кольматантом. Первые горизонтальные скважины на Усть-Вахской площади были успешно пробурены именно с применением «ФЛО-ПРО ЭН-ТИ». В дальнейшем положительный опыт был распространен с привлечением и других компаний. Ключевой особенностью применения системы «ФЛО-ПРО ЭН-ТИ», выгодно отличающими ее от других подобных безглинистых полимерных растворов, являются индивидуальное проектирование системы для каждой скважины и профессиональное инженерное сопровождение. В процессе бурения фракционный состав кольматанта в системе «ФЛО-ПРО ЭН-ТИ» контролируется с помощью ВТВД фильтр-пресса. ВТВД фильтр-пресс с установленными керамическими дисками, моделирующими размеры пор конкретного пласта, позволяет симулировать пластовые давления и температуру в процессе первичного вскрытия с целью оптимизации фильтрационных свойств биополимерного раствора. Опыт бурения горизонтальных скважин на Усть-Вахской площади убедительно показал огромное значение, которое имеют для успешного бурения в условиях АНПД такие параметры, как концентрация и гранулометрический состав кольматанта. Поэтому при бурении горизонтальных скважин в пластах с АНПД основное внимание необходимо уделять на поддержание концентрации и фракционного распределения кольматанта в буровом растворе, в том числе в ущерб другим свойствам, которые обычно считаются ключевыми – плотность, условная вязкость и фильтрация (водоотдача), определенная с помощью прибора ВМ-6 или фильтр-пресса АНИ. Главным свойством, обеспечивающим сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта при первичном вскрытии, следует считать фильтрационные характеристики, определенные с помощью ВТВД фильтр-пресса с установленными керамическими дисками, подобранными к конкретным горно-геологическим условиям. Диапазон изменения плотностей бурового раствора, применявшегося на Усть-Вахской площади, составляет 1080…1120 кг/м3. Это означает, что бурение интервала начинается при плотности 1080 кг/м3 (концентрация кольматанта 90-100 кг/м3), а в ходе бурения из-за повышения концентрации мелкодисперсного бурового шлама, не удаляемого системой очистки, плотность возрастает до 1120 кг/м3. Репрессия на продуктивный пласт при этом возрастает на 8 атм (со 117 до 125 атм), что не существенно по сравнению с ее абсолютной величиной. Работа в этом диапазоне плотностей позволяет поддерживать оптимальную концентрацию кольматанта. В противном случае, из-за стремления поддержания постоянного значения плотности возникает необходимость снижения концентрации кольматанта. Таким образом, следует заключение, что роль правильно подобранного кольматанта, его концентрация и гранулометрического состава, является определяющей как для обеспечения качества первичного вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД, так и для предотвращения дифференциальных прихватов при бурении в условиях высокой репрессии на пласт. В пользу этого свидетельствует опыт использования системы «ФЛО-ПРО ЭН-ТИ» на Усть-Вахской площади (таблица 3), особенно при вскрытии высокопроницаемых пластов с «посаженными» пластовыми давлениями. В таблице 3 показано, что начальные дебиты жидкости и нефти законченных строительством скважин с использованием биополимерного раствора «ФЛО-ПРО ЭН-ТИ», составили от550 до 1720 м3/сут и от 150 до 1300 м3/сут соответственно. За время бурения не было ни одного случая дифференциального прихвата в горизонтальном стволе при использовании системы «ФЛО-ПРО ЭН-ТИ», что также косвенно свидетельствует о высоком качестве фильтрационной корки и, соответственно, первичного вскрытия продуктивных пластов. Применение биополимерных растворов для бурения в водоохранных зонах практичного и с точки зрения охраны окружающей природы, так как они малотоксичны и биоразложимы, что облегчает проблему утилизации отходов бурения. Жидкости с олеофильными компонентами. Развивая успех биополимерных растворов «ЭМ-АЙ СВАКО» недавно, первой в отрасли, завершила разработку и начала опытно-промышленное внедрение совершенного нового класса буровых растворов на водной основе с липофильной фильтрационной коркой. Традиционно для увеличения производительности горизонтальных скважин и повышения эффективности их освоения в Западной Сибири использовались специальные составы для удаления фильтрационной корки. В 2006 M-I SWACO начала в России внедрение системы FloThru («ФлоТру») – бурового раствора для первичного вскрытия нового поколения, являющегося альтернативой применению разрушителей. Состав системы FloThru отличается от существующих рецептур буровых растворов первичного вскрытия наличием олеофильных компонентов. Использование олеофильных компонентов позволяет оптимизировать процесс отрыва фильтрационной корки и ее разрушение при фильтрации пластового флюида. Система «ФлоТру» объединяет в себе все наработки M-I SWACO по инженерному сопровождению буровых растворов первичного вскрытия: подбор кольматанта с использованием программы OptiBridge, контроль фильтрации при высоком давлении и температуре на керамических дисках, контроль изменения состава твердой фазы при бурении и оптимизация работы оборудования очистки. Система «ФлоТру», позволяет полностью избежать необходимость в применении какой-либо дополнительной очистки ПЗП или интенсификации притока после окончания бурения, т.к. фильтрационная корка, образованная системой «ФлоТру», «саморазрушается» при контакте с пластовой нефтью, что позволяет производить самоочистку забоя еще на ранних стадиях освоения и эксплуатации скважин без необходимости использования специальных реагентов или оборудования. В течение 2006 – начала 2007 года в России было пробурено 7 горизонтальных скважин с использованием системы FloThru (среди них 3 боковых ствола и 1 многозабойная скважина с двумя стволами). Результаты применения системы «ФлоТру» на первой скважине в Западной Сибири представлены на рисунке 1. В ходе опытно-промышленных испытаний системы «ФлоТру» получены следующие результаты: ● применение системы позволяет получать дебиты на 10-15 % выше проектных; ● система обладает высокой технологичностью; ● было отмечено так же незначительное увеличение скорости проходки; ● большая устойчивость системы к загрязнению твердой фазы, что позволило сократить объемы использованного раствора на нескольких скважинах. Рисунок 1 Результаты применения системы «ФлоТру» в Западной Сибири По результатам проведенных испытаний системы «ФлоТру» компания ОАО «ТНК-ВР» И ОАО «Газпром нефть» планируют продолжить использование системы в 2008 году при бурении горизонтальных скважин. Применяя технологию регулируемой кольматации, биополимерные системы показывают высокую эффективность при вскрытии пластов с аномально низкими давлениями (с коэффициентами аномальности вплоть до 0,7), в том числе горизонтальными стволами, сложенных терригенными породами проницаемостью до 2-3 Дарси. Технология афронов. Для вскрытия более истощенных коллекторов (с коэффициентами аномальности вплоть до 0,15) была разработана уникальная система бурового раствора на основе афронов. Система на основе афоронов (например, система «АфронИКС» компании «ЭМ-АЙ СВАКО») не только позволяет вскрывать истощенные горизонты без опасности их загрязнения, но и обеспечить вскрытие поглощающих горизонтов и интервалов с несовместимыми по давлению условиями бурения без спуска промежуточных обсадных колонн или хвостовиков. Кроме того, благодаря совершенно отличным от обычных растворов методам кольматации ПЗП, система позволяет полностью устранить дифференциальные прихваты при сколь угодно большой величине репрессии при вскрытии. Применительно к буровым растворам и жидкостям заканчивания, под афронами понимаются микроскопические пузырьки газа диаметром 20-100 мкм, защищенные сложной двухслойной оболочкой из загущенной воды и ПАВ. Структура афронов-микропузырьков представленная на рисунке 2. Рисунок 2 Структура афронов Подобная структура из ядра, состоящего из газа и находящегося под избыточным давлением, защищенного двумя слоями ПАВ с находящейся между ними прослойкой загущенной жидкости (воды) была впервые описана Феликсом Себбой в 1987 году. Главными отличиями афронов от обычных пен (в том числе, используемых в традиционных аэрированных растворах), являются: 1. Двухслойная оболочка с промежуточным слоем воды. Оболочка пузырька воздуха в пене состоит из одного, мономолекулярного слоя ПАВ. 2. Гидрофобный характер наружной поверхности микропузырька. В случае традиционных пен, характер наружной поверхности - гидрофильный. 3. Газовое ядро находится под давлением. 4. Малый размер, высокая прочность и стабильность структуры. Сжимаемость афронов под воздействием внешнего давления на порядок ниже пен. Афроны автоматически образуются в растворе под воздействием высоких механических напряжений и кавитации (например, в центробежных насосах, гидромониторных насадках долот, гидросмесителях, гидроциклонах и т.п.) при соблюдении ряда условий. При этом в отличие от аэрированных растворов, не требуется использование компрессоров высокого давления или другого дорогостоящего или нестандартного оборудования. При этом AphronICSTM является саморегулирующейся системой – афроны, разрушенные или удаленные на поверхности автоматически регенерируются в условиях, описанных выше. Стабильность афронов и эффективность их применения в качестве дисперсной фазы рабочих жидкостей, используемых при бурении и заканчивании скважин, определяется прочностью и качеством двухслойной защитной оболочки. Для этого используется запатентованная «ЭМ-АЙ СВАКО» смесь ПАВ и полимеров, которые позволяют облегчить образование афронов в забойных условиях и на поверхности, увеличить прочность оболочки, снизить коэффициент расширения (сжатия) афронов под воздействием давления, увеличить время их жизни. Сочетание специально разработанных полимерных добавок и ПАВ и четко выверенные концентрации всех компонентов впервые в истории бурения позволили «ЭМ-АЙ СВАКО» создать новый тип рабочих жидкостей, не имеющий аналогов в отрасли. Способность афронов образовывать сложные конгломераты, удерживаемые давлением Лапласа, предоставляет системе «АфронИКС» дополнительные возможности. Макроструктура, образуемая в процессе слияния отдельных афронов в конгломерат, имеет внешний гидрофобный мениск. При этом отдельные афроны полностью сохраняют свою структуру, а весь конгломерат наследует свойства и характеристики индивидуального афрона. Размер таких конгломератов может достигать нескольких миллиметров, что позволяет создать в растворе саморегулирующуюся по размеру дисперсионную фазу, способную выполнять ту же роль, что и традиционная твердая фаза, но без необходимости подбора и регулирования ее фракционного состава. Благодаря упругости, гидрофобную характеру наружной поверхности и наличию микропузырьков и конгломератов самых разных размеров (от десятков микрон до нескольких миллиметров) афроны обладают способностью кольматировать широкий диапазон проницаемых сред – от низкопроницаемых песчаников до трещиноватых известняков проницаемостью в десятки Дарси, выдерживая перепады давления более 10 МПа. При этом благодаря упругости афронов, кольматационная корка легко разрушается и удаляется даже при минимальной депрессии (5-10 атм). При этом афроны легко проходят даже через мелкие сетки вибросит, а под воздействием центробежных сил в гидроциклонах и центрифуге всплывают и отделяются вместе с чистым раствором. Благодаря малому размеру и высокой прочности, афроны не оказывают влияния на работы буровых и центробежных насосов, а также полностью совместимы с телеметрическими системами, использующими гидравлический канал передачи данных. Опыт бурения более 1000 скважин (главным образом в Венесуэле и США) показал, что система «АфронИКС» (AphronICS) может использоваться при бурении горизонтов с коэффициентом аномальности до 0,2 и проницаемости до нескольких десятков Дарси вместо аэрированных и других облегченных буровых растворов. При плотности заметно выше градиента пластового давления и высокой репрессии, система «АфронИКС» позволяет вскрывать горизонты с раскрытием трещин до 1-1,5 мм без потерь и поглощений раствора, возникновения дифференциальных прихватов и загрязнения коллектора. В частности, на сегодняшний момент, из всех опробованных буровых растворов только система «АфронИКС» позволила возобновить разбуривание месторождения Маракайбо в Венесуэле, при этом загрязнение коллектора составляет менее 10 %. Применение системы «АфронИКС» позволило снизить время бурения с 33 до 13 (!!!) дней, увеличить средний дебит с 71 до 90 м3/сут и снизить стоимость скважины с 1,9 до 1,3 млн. долларов, с учетом практически двукратного удорожания раствора. При этом не потребовалось изменение конструкции скважины, и были полностью устранены все существовавшие ранее проблемы с поглощениями раствора, дифференциальными прихватами, проведением ГИС и отбором керна (вынос керна вырос с 10-20 % до 90-98 %). Очистка технологических жидкостей от шлама. Большое влияние на качество вскрытия продуктивных пластов оказывает степень очистки буровых растворов от выбуренной породы. Поэтому для поддержания параметров растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов необходимо применение качественной системы очистки буровых растворов. Увеличение концентрации выбуренного шлама в растворе при вскрытии продуктивного горизонта ведет к: ● снижению коэффициента восстановления проницаемости продуктивных пластов (загрязнению коллектора); ● увеличению давления отрыва корки (затруднение вызова притока); ● затруднению химической очистки забоя; ● увеличению потерь давления во время циркуляции (увеличению репрессии при вскрытии); ● увеличению вероятности дифференциального прихвата. Согласно лабораторным и промысловым исследованиям для вскрытия продуктивных горизонтов, содержание выбуренного шлама в буровом растворе не должно превышать 2-2,5 %. В российской промысловой практике широко распространено повторное использование раствора. Однако, чем выше загрязнение раствора, тем менее целесообразно его дальнейшее применение, в первую очередь, с точки зрения качества первичного вскрытия продуктивных горизонтов. Повторное использование бурового раствора для первичного вскрытия продуктивного горизонта допускается в случае, если: ● суммарное содержание выбуренного шлама не превышает установленный максимум (2,5 % по объему); ● катионнообменная активность раствора (МВТ) не превышает 20 кг/м3; ● концентрация кольматанта (карбоната кальция) и другие ключевые характеристики откорректированы соответствующей обработкой раствора. ИССЛЕДОВАНИЯ ДИНАМИЧЕСКОЙ ВЯЗКОСТИ БИОПОЛИМЕРНЫХ И АКРИЛОВЫХ ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ Измерение динамической вязкости водных биополимерных и акриловых полимерных растворов без твердой фазы на ротационных вискозиметрах связано с получением путем пересчета не абсолютных, а косвенных значений динамической вязкости. Эти значения нельзя использовать при описании фильтрации через керн, основанной на законах подземной гидравлики. Для определения абсолютных значений динамической вязкости предназначены трубчатые капиллярные стеклянные вискозиметры ВПЖ-1, ВПЖ-2, ВПЖ-3, ВПЖ-4, ВПЖ-5. Вискозиметр капиллярный стеклянный типа ВПЖ с висячим уровнем (рисунок 2) состоит из измерительного резервуара (3), ограниченного двумя кольцевыми отметками М1 и М2. Резервуар переходит в капилляр (2) и резервуар (1), который соединен с изогнутой трубкой (5) и трубкой (7). Последняя имеет резервуар (8) с двумя отметками М3 и М4 указывающими пределы наполнения вискозиметра жидкостью. Жидкость из резервуара (3) по капилляру (2) стекает в резервуар (1), образуя у нижнего конца капилляра «висячий уровень». Измерение вязкости при помощи капиллярного вискозиметра основано на определении времени истечения через капилляр определенного объема жидкости из измерительного резервуара. Перед определением вязкости жидкости вискозиметр должен быть тщательно промыт и высушен. Для этого вначале его промывают несколько раз бензином, затем – нетролейным эфиром, промывают водой, затем заливают не менее чем на 5-6 ч хромовой смесью. После этого вискозиметр промывают дистиллированной водой и сушат. Для более быстрой сушки вискозиметр можно промыть спиртом-ректификатом или ацетоном. Испытуемая жидкость заливается в чистый вискозиметр через трубку (7). Уровень жидкости должен установиться между отметками М3 и М4. На концы трубок (5) и (6) надевают резиновые трубки, причем первая из них снабжена краном и резиновой грушей, вторая – краном. Вискозиметр устанавливается вертикально в жидкостный термостат так, чтобы уровень воды находился на несколько сантиметров выше расширения резервуара (4). При температуре измерения выдерживают прибор не менее 15 мин, после чего засасывают грушей при закрытой трубке (6) жидкость выше отметки М1 примерно до половины резервуара (4) и перекрывают кран, соединенный с трубкой (5). Если вязкость жидкости менее 500-1000 сСт, открывают кран на трубке (5) и освобождают зажим на трубке (6). При более вязких жидкостях сначала открывают трубку (6), затем трубку (5). Далее измеряют время понижения уровня в трубке (5) от отметки М1, до отметки М2. Необходимо при этом обращать внимание на то, чтобы к моменту подхода уровня жидкости к отметке М1 в резервуаре (1) образовался висячий уровень, а в капилляре не было пузырьков воздуху. Вязкость динамическая (µ) определяется по формуле (8) где ν – кинетическая вязкость; ρ – плотность жидкости; Т – время истечения; k – константа прибора. На приборе капиллярном вискозиметре проведены исследования по определению динамической вязкости биополимерных и акриловых полимерных растворов различной концентрации. Результаты исследований биополимерных растворов с концентрациями 0,01-1,0 на основе Kem Х, родопол, ксантановая камедь представлены в таблицах 1-3. Как показывают исследования, динамическая вязкость биополимерных растворов с повышением концентрации реагентов резко возрастает при сохранении высокой текучести. Таблица 1 Изменение динамической вязкости биополимерного раствора на основе реагента Kem Х Концентрация реагента, % Динамическая вязкость, мПа·с Условная вязкость по СПВ-5, с Диаметр капилляра, мм 0,01 0,35 19 0,86 0,10 18,50 20 0,86 0,25 31,70 30 3,75 0,50 275,00 3,75 Таблица 2 Изменение динамической вязкости биополимерного раствора на основе реагента родопол Концентрация реагента, % Динамическая вязкость, мПа·с Условная вязкость по СПВ-5, с Диаметр капилляра, мм 0,035 15,0 0,86 0,050 15,6 0,86 0,125 4,05 17,0 0,86 0,250 13,40 22,0 0,86 0,500 196,00 42,0 2,75 0,750 410,00 3,75 Таблица 3 Изменение динамической вязкости биополимерного раствора на основе реагента ксантановая камедь Концентрация реагента, % Динамическая вязкость, мПа·с Диаметр капилляра, мм 0,125 5,5 0,86 0,250 35,0 0,86 0,500 64,0 3,75 0,750 93,0 3,75 1,000 8500,0 3,75 ЭСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ БИОПОЛИМЕРНЫХ И АКРИЛОВЫХ ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ НА ПРОНИЦАЕМОСТЬ ЕСТЕСТВЕННОГО КЕРНА В соответствии с методикой /10, 11/ проведены экспериментальные исследования по фильтрации различных концентраций биополимерных, акриловых полимерных и солевого биополимерного раствора через естественный керн с различной проницаемостью от 32 до 292 мД на экспериментальной установке УИПК-1М. Естественный керн представлен подборкой из 18 образцов проницаемостью от 0,032 до 0,292 мкм2 (таблица 7). С учетом результатов ранее проведенных исследований динамической вязкости биополимерных и акриловых полимерных растворов для экспериментальных исследований выбраны реагенты Kem X, Poly Kem D с концентрациями 0,25; 0,50; 1,00 % и солевой биополимерный раствор по рецептуре «СургутНИПИнефть». Таблица 7 Ведомость отбора и фильтрационно-емкостная хаарктеристика образцов керна № п/п № скважины № образца Интервал отбора, м Вынос керна, м Место взятия, м Открытая пористость, % Проницаемость, мД Водоудерживающая способность, % Родниковое месторождение 1 2633 5923-97 2469-2477 4 1 21,7 73 36,7 2 2633 5927-97 2469-2477 4 1,25 17,2 74 32,5 3 3018 14456-96 2342,5-2354,5 11 0,6 26,1 83 38 4 3018 14470-96 2342,5-2354,5 11 7,3 23,6 98 35,5 5 3018 14483-96 2342,5-2354,5 11 9,45 24,8 89 34,7 6 3018 14598-96 2354,5-2366,5 10,4 5,8 23,8 75 35,2 Конитлорское месторождение 7 5002 2562-98 2674-2683 6,6 3,46 19,3 36 33,3 8 5002 2558-98 2697-2708 9,3 0,85 17,4 32 9 5002 2565-98 2697-2708 9,3 1,57 19,1 48 33,2 10 5002 2570-98 2697-2708 9,3 1,95 19,4 48 32 11 5002 2571-98 2697-2708 9,3 1,98 19,2 43 33,5 12 5002 2572-98 2697-2708 9,3 2,01 19,2 47 33,8 Тянское месторождение 13 1168 13597-99 2343-2358 11 4,45 21,3 218 29,3 14 1168 13660-99 2343-2358 11 5,6 22,8 283 28,6 15 1168 13604-99 2343-2358 11 6,9 21,9 212 27,9 16 1168 13605-99 2343-2358 11 7,25 22,5 230 27,4 17 1168 13608-99 2343-2358 11 8,3 21,5 292 27,7 18 1168 13609-99 2343-2358 11 8,35 21,8 256 Перед фильтрацией биополимерных, акриловых полимерных и солевого биополимерного растворов без твердой фазы весь выбранный керн под вакуумом насыщался очищенным керосином с динамической вязкостью 1,19 мПа·с в течение двух суток. Затем керн дополнительно фильтровали керосином для определения коэффициентов проницаемости в течение 40-80 мин. После стабилизации давления фильтрации определяли коэффициент проницаемости по керосину (таблица 8). Коэффициент проницаемости определяли по формуле Дарси (1). При фильтрации очищенного керосина через керн происходило уменьшение коэффициентов проницаемости на 11,1-54,3 %. Таблица 8 Величины коэффициента проницаемости керна по керосину № п/п Коэффициент проницаемости, мД Уменьшение, % Абсолютный По керосину 1 48 42,70 11,1 2 48 27,46 42,8 3 89 40,69 54,3 4 98 49,30 49,7 5 230 172,59 25,0 6 256 154,70 39,6 В последующем через керн фильтровали биополимерные, акриловые полимерные и солевой биополимерный с Tylose ЕС-7 растворы без твердой фазы. При фильтрации растворов фиксировали время, объем и давление фильтрации. Данные исследования приведены в таблице 9. Таблица 9 Динамика измерения давлений фильтрации от объема, прокачанных биополимерных и акриловых полимерных растворов Q, см3 Биополимерный раствор марки Kem X Акриловый полимерный раствор марки Poly Kem D Биополимерный раствор марки Кем Х, Tylose ЕС-7, натрий хлористый Опыт 1 С-0,25 % К-48 мД Опыт 2 С-0,5 % К-98 мД Опыт 3 С-0,5 % К-256 мД Опыт 4 С-1,0 % К-256 мД Опыт 5 С-0,25 % К-48 мД Опыт 6 С-0,5 % К-89 мД Опыт 7 С-Кем Х-0,25 % Tylose ЕС-7-0,8 % NaCl-10 % К-230 мД Р, кг/см2 Р, кг/см2 Р, кг/см2 Р, кг/см2 Р, кг/см2 Р, кг/см2 Р, кг/см2 10 0,16 0,13 0,18 0,36 0,55 0,33 0,44 20 0,43 0,28 0,44 0,88 2,25 0,68 2,70 30 0,93 0,53 0,90 1,75 7,50 1,55 5,00 40 1,62 0,75 1,75 20,00 25,00 5,00 50,00 50 12,50 1,13 4,60 83,00 55,00 9,50 83,00 60 24,00 1,68 8,00 75,00 25,00 70 30,00 2,70 11,00 40,00 80 39,50 15,10 14,00 50,00 90 45,00 18,50 15,50 100 56,00 47,00 16,00 110 66,00 70,00 17,00 120 76,50 20,50 130 85,00 20,50 140 90,00 20,50 150 160 Как видно из таблицы 9 в зависимости от коэффициентов проницаемости и концентрации растворов резкое увеличение давления фильтрации начинается после 5-15 кг/см2 при фильтрации 30-90 см3 раствора, а при фильтрации 35-110 см3 давления достигают следующих величин: 20,5; 50,0; 70,0; 75,0; 83,0; 90,0 кг/см2. В дальнейшем, при продолжении опытов, резко уменьшались объемы фильтрации растворов. Темп увеличения давления фильтрации для исследуемых полимерных растворов и коэффициентов проницаемости был различным. Наибольший темп увеличения давления фильтрации достигнут при фильтрации солевого биополимерного раствора Tylose ЕС-7 при концентрациях Kem X – 0,25 %, Tylose ЕС-7 – 0,8 % и 10 % - NaCl при абсолютной проницаемости керна 230 мД. При достижении давления фильтрации 83 кг/см2 опыт остановили. Подобные темпы увеличения давлений получены при фильтрации биополимерного раствора с концентрацией 1,0 % через керн с проницаемостью 256 мД и при фильтрации акрилового полимерного раствора Poly Kem D с концентрацией 0,25 % через керн с коэффициентом проницаемости 48 мД. Соответственно опыты остановлены при достижении давлений фильтрации 83 и 75 кг/см2. При проведении опытов 1, 2, 6 темп повышения давлений фильтрации несколько ниже и давления фильтрации (соответственно 90; 70; 50 кг/см2) достигнуты после фильтрации 75-140 см3 биополимерных и акриловых полимерных растворов. Во время фильтрации биополимерного раствора Kem X с концентрацией 0,5 % при коэффициенте проницаемости керна 256 мД давление фильтрации стабилизировалось на уровне 20,5 кг/см2 и в дальнейшем не повышалось. При первичном вскрытии продуктивных пластов на ряде месторождений Западной Сибири плотности биополимерных растворов составляют 1,09-1,16 г/см3 при глубине вскрытия продуктивных пластов 2450-3220 м, гидродинамические перепады давлений равны 20-43 кг/см2, поэтому опыты прекращали при достижении давления фильтрации свыше 50-90 кг/см2. На основе проведенных экспериментальных работ по фильтрации биополимерных, акриловых полимерных и солевого растворов без твердой фазы при различных концентрациях через естественный керн оценивалась степень изоляции коллектора. Данные представлены в таблице 10. Таблица 10 Степень изоляции растворов Концентрация реагентов, % Абсолютная проницаемость, мД Степень изоляции % Давление фильтрации, кг/см2 Kem X Poly Kem D Kem X Tylose EC-7 NaCl Опыт 1 Опыт 2 Опыт 3 Опыт 4 Опыт 5 Опыт 6 Опыт 7 0,25 48 95,83 90 0,25 48 91,1 75 0,50 89 67,4 50 0,50 98 78,8 70 0,25+ 0,80+ 10,00 230 92,5 83 0,50 256 23,47 20,5 1,00 256 89,65 83 Приведенные в таблице 10 данные показывают, что темпы повышения давления при фильтрации (опыт 4, 5, 7) и степень изоляции керна высокие при малых объемах фильтрации (50-130 см3). В опытах 1, 2, 6 достаточно высокая степень изоляции достигнута при фильтрации больших объемов растворов (110-140 см3). В опыте 6 при давлении фильтрации 50 кг/см2 исследование было остановлено, коэффициент изоляции составил 67,4 %. В опыте 3 при коэффициенте проницаемости 256 мД и концентрации биополимерного раствора 0,5 % коэффициент изоляции составил всего 23,47 %. Проведенные экспериментальные исследования показывают на закупоривающую способность биополимерных, акриловых полимерных и солевых биополимерных растворов при фильтрации через естественный керн с различными коэффициентами проницаемости. Закупоривающая способность зависит от концентрации реагентов биополимерных и акриловых полимерных растворов, коэффициентов проницаемости и от объемов профильтрованных растворов. Как показали ранее проведенные исследования /10-12/, при фильтрации акриловые полимерные растворы на основе зарубежных реагентов Sedipor, DK-Drill, Polidia, CS-6, Cydrill и др. обладают большими коэффициентами изоляции – 88-99 % при концентрации 0,25-0,50 % и коэффициентах проницаемости 4,4-195,0 мД. Уменьшение коэффициентов проницаемости зависит от степени удержания полимерных глобул в керне. Величина поровых каналов естественного керна находится в пределах 0,1-20,0 мк и более, а акриловые полимеры имеют размеры глобул 0,35 мкм2 и эффективный диаметр 0,25 мкм2. Поэтому при фильтрации постоянного объема полимерных растворов происходит постепенное закупоривание каналов керна с увеличением давления фильтрации. Удержание полимерного реагента в керне в зависимости от коэффициентов его проницаемости находится в пределах 50-90 %. Динамические вязкости отфильтрованного полимерного раствора значительно ниже по сравнению с исходными растворами. Давления фильтрации формируются за счет поверхностной и внутренней закупорки поровых каналов керна. Как показали исследования, образовавшаяся поверхностная пленка биополимерных и акриловых полимерных растворов имеет толщину 0,1-0,4 мм. Акриловые полимеры находятся в диапазоне 8-10 млн. молекулярной массы, а биополимеры – 4-5 млн. масс. Можно предположить, что закупоривающая способность биополимерных растворов из-за, возможно, большего размера глобул больше, чем у акриловых полимеров. Превалирующую роль, в закупоривании поровых каналов керна играет концентрация биополимерных и акриловых полимерных реагентов в растворах. Например, при фильтрации акрилового полимерного раствора с концентрацией 0,5 % при коэффициенте проницаемости керна 4,4 мД, в начале фильтрации происходит резкое повышение давления фильтрации до 100 кг/см2 /10/. Безусловно, если при коэффициенте проницаемости керна 48 мД при фильтрации 140 см3 биополимерного раствора с концентрацией 0,25 % давление фильтрации достигает 90 кг/см2, то при увеличении концентрации полимера до 0,5-0,7 % произошло бы мгновенное увеличение давления фильтрации, т.е. резко обозначился бы градиент давления. Особенно большой эффект от применения полимерных растворов достигается при пластовых давлениях ниже гидростатических. Тогда происходит мгновенная фильтрация и закупорка стенок скважин. Например, на уникальном Арланском месторождении Башкортостана при пластовых давлениях 80 кг/см2 против гидростатических 140-145 кг/см2 применение акриловых полимерных растворов без твердой фазы с концентрацией 0,3-0,5 % на более 120 скважинах, как показали геофизические исследования и промысловые опыты /1, 2, 5, 9/, указывает на отсутствие проникновения полимерного раствора в продуктивные пласты, так как происходит мгновенная фильтрация вскрываемой поверхности стенок скважин и закупоривание пристенной части стволов скважин. Проникновение полимерного раствора не превышает 1-3 см, что подтвердили отобранные из стенок скважин образцы керна и наличие адсорбционной полимерной пленки. На основе проведенных экспериментальных исследований по фильтрации биополимерных и акриловых полимерных растворов без твердой фазы и определению динамической вязкости для первичного вскрытия пластов рекомендуются различные рецептуры биополимерных, акриловых полимерных и солевых биополимерных растворов при коэффициентах проницаемости до 50, 100 и 250 мД. Проведенные исследования показали, что при применении растворов различной концентрации (0,25; 0,50; 1,00 %) при коэффициентах проницаемости 48-256 мД керн длиной всего 2,9 см выдерживает перепады давления 50-90 кг/см2, против перепадов давления 20-43 кг/см2 при вскрытии продуктивных пластов буровыми растворами плотностью 1090-1160 кг/см3 при глубинах скважин 2450-3220 м. Поэтому в каждом конкретном случае первичного вскрытия продуктивных пластов экспериментальные и технологические параметры биополимерных, акриловых водных и солевых составов необходимо подбирать применительно к конкретным фильтрационно-емкостным параметрам продуктивных пластов. РЕЦЕПТУРЫ СОЛЕВЫХ И МАЛОГЛИНИСТЫХ БИОПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СРЕДНЕГО ПРИОБЬЯ Проведенные экспериментальные исследования динамической вязкости и фильтрации биополимерных, акриловых биополимерных и солевых биополимерных растворов без твердой фазы различной концентрации через естественный керн при коэффициентах абсолютной проницаемости 50-100 мД и более показали на закупоривающую способность этих растворов. При подборе концентрации биополимерных и акриловых полимерных реагентов необходимо учитывать адсорбцию этих реагентов твердыми частицами выбуренной горной породы и шламами, выбрасываемыми при очистке раствора. Из экспериментов следует, что величина адсорбции акриловых полимеров зависит от гидрофильности твердых частиц выбуренной породы, при этом количество адсорбированного полимера глинистыми частицами и выбуренной горной породой составляет в среднем 10-15 %. Поэтому концентрацию полимерных реагентов необходимо увеличивать соответственно на 10-15 %. При обработке полимерных растворов с незначительной добавкой нефти поверхность твердых частиц гидрофобизируется и адсорбция полимеров на этих поверхностях уменьшается. Для коэффициентов проницаемости до 50 мД концентрация биополимерного раствора на основе реагента Kem X составляет 0,25 %, а с учетом адсорбции концентрация реагента увеличивается на 15 % и составляет при первичном вскрытии 0,29-0,30 %. При коэффициентах проницаемости от 50 до 100 мД концентрация биополимерных и акриловых полимерных растворов с учетом адсорбции составляет 0,58-0,60 %. Для керна с коэффициентом проницаемости более 100 мД (для исследований взят коэффициент проницаемости 250 мД) концентрация полимерных реагентов с учетом адсорбции должна составлять 1,0 %. Солевые биополимерные растворы с Tylose EC-7 (концентрация реагента Kem X – 0,25 %, Tylose EC-7 – 0,8 % и NaCl – 10 %) при коэффициенте проницаемости 230 мД показали хорошие результаты, и с учетом абсорбции реагент Kem X должен составлять 0,28-0,30 % от объема раствора. Эффективность солевого биополимерного раствора в сочетании с Tylose EC-7 вызвана тем, что при соединении этих реагентов происходит синергетическое повышение динамической вязкости раствора. Впервые это было установлено при сочетании акриловых полимерных реагентов с карбоксиметилцеллюлозой /10, 11/. Для солевого раствора с акриловым полимером марки Poly Kem D в сочетании с Tylose EC-7 рекомендуется содержание акрилового полимера – 0,4-0,5 %, Tylose EC-7 – в пределах 0,5 %, NaCl – 10 %. В дальнейшем необходимо провести исследование сочетаний биополимера, акрилового полимера и Tylose EC-7 в пресной и солевой средах для выбора оптимального состава их водного раствора. Для керна с коэффициентом проницаемости 300-450 мД необходимо исследовать растворы с содержанием карбонатных наполнителей различного фракционного состава, закупоривающих керн. Давления фильтрации при этом должны быть в пределах 70-90 кг/см2. При использовании биополимерных растворов с реагентом Kem X необходимо учитывать их способность к биоразложению /7, 12/. Так, через 20 дней биополимерный раствор почти полностью разлагается, а акриловый полимерный раствор Poly Kem D сохраняет свои вязкостные свойства. Обобщенные составы биополимерных, акриловых полимерных и солевых биополимерных растворов без твердой фазы приводятся в таблице 11. Таблица 11 Рецептура растворов для вскрытия продуктивных пластов Биополимерный раствор марки Kem X Акриловый полимерный раствор марки Poly Kem D Солевые (NaCl) биополимерные (Kem X) и акриловые полимерные (Poly Kem D) растворы с Tylose EC-7 К-48 мД К-98 мД К-256 мД К-48 мД К-89 мД К-230 мД К-230 мД С- 0,25 % С- 0,5 % С- 1,0 % С- 0,25 % С- 0,5 % Kem X-0,25 % Tylose EC-7-0,8 % NaCl-10 % Poly Kem D-0,5 % Tylose EC-7-0,5 % NaCl-10 % Выбранные направления в ОАО «Сургутнефтегаз» по применению биополимерных, акриловых полимерных и солевых биополимерных растворов являются перспективными. В дальнейшем необходимо научно-техническое обоснование рецептур этих растворов для различных коэффициентов проницаемости и термобарических условий продуктивных пластов. Данные исследования дают основу для решения этих задач. Биополимерные солевые составы на основе реагентов Kem X, Tylose EC-7 и NaCl могут быть рекомендованы для глушения скважин при капитальных ремонтах. Ранее проведенные исследования и широкие промысловые работы по применению хлоркальциевых полимерных растворов без твердой фазы /8, 14/ показали высокую эффективность глушения скважин, одновременно процессы солеотложения в этих скважинах замедлились или полностью прекратились. Литература 1. Антонов К.В., Кошляк В.А. оценка качества вскрытия пластов полимерными растворами без твердой фазы//Нефтяное хозяйство. 1986. № 1. С. 64-70. 2. Антонов К.В., Кошляк В.А., Шарипов А.У. Информативность геофизических методов при вскрытии продуктивных пластов на полимерных растворах без твердой фазы//Тр./БашНИПИнефть. 5. Вскрытие продуктивных отложений с промывкой их полимерными растворами/А.У. Шарипов, Б.З. Кабиров, К.В. Антонов и др//Нефтяное хозяйство. 1982. № 8. С. 14-16. 7. Предотвращение микробиологической деструкции химических реагентов, применяемых в бурении/ Р.К. Андресон, Л.А. Пропадущая, У.М. Джемилев и др// Нефтяное хозяйство. 1982. № 7. С. 17-19. 8. Применение полимерной хлоркальциевой жидкости при глушении скважин/Б.А. Андресон, К.Л. Минхайров, А.У. Шарипов и др//Нефтепромысловое дело: Реф. науч-техн. об. М.: ВНИИОЭНГ; 1978. № 11. С. 20-22. 9. Усманов М.Г. Эффективность каротажа при вскрытии пластов с использованием полимерных растворов//Нефтяное хозяйство. 1986. № 2. С. 38-42. 10. Шарипов А.У. Научные и технологические основы применения полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин. М., 1991. 52 с. (обзор. информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море/ВНИИОЭНГ). 11. Шарипов А.У. Проектирование и регулирование основных показателей бурения глубоких скважин. М.: ВНИИОЭНГ; 1995. 280 с. 12. Шарипов А.У., Антонов К.В., ЛукмановР.Р. Разработка и применение полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин. Уфа: Тау, 2003. 168 с. 13. Шарипов А.У., Долганская С.И. Полимерные растворы для бурения и заканчивания глубоких скважин. М., 1992. 42 с. (обзор. информ. Сер. бурение/ВНИИОЭНГ). 14. А.с. 882954 СССР, МКИ С 02 F 5/10. Состав для предотвращения солевых отложений/Шарипов А.У., Джемилев У.М., Андресон Б.А. и др. Заявл. 25.02.80. Опубл. 23.11.81. Бюл. № 43. С. 9. Результаты экспериментальных исследований по фильтрации акриловых полимерных растворов через естественный керн различной проницаемости На основании методики /30, 31/ проведены экспериментальные исследования по фильтрации различных концентраций акриловых полимерных растворов через естественный керн различной проницаемости (3,0-6,3 и от 48 до 292 мД) на экспериментальной установке УИПК-1М. Для исследований использованы акриловый полимер марки Poly Kem D с концентрациями 0,25; 0,50; 1,00 % и карбоксиметилцеллюлоза марки Tylose EC-7. Естественный керн представлен подборкой образцов проницаемостью от 0,048 до 0,292 мкм2 по Родниковскому, Конитлорскому и Тянскому нефтяным месторождениям. Перед фильтрацией акрилового полимерного раствора без твердой фазы выбранный керн под вакуумом насыщался очищенным керосином с динамической вязкостью 1,19 мПа·с в течение двух суток. Затем через керн дополнительно фильтровали керосин для определения коэффициента проницаемости в течение 40-80 мин. После стабилизации давления фильтрации определяли коэффициент проницаемости по керосину (таблица 2.1). Коэффициент проницаемости (Кпр) определяли по формуле Дарси: (2.5) где Q – расход фильтрации; µ - динамическая вязкость флюида; L – длина керна; S – площадь поперечного сечения керна; ΔР – перепад давления. Таблица 2.1 Величины коэффициента проницаемости керна по керосину № Коэффициент проницаемости, мД Уменьшение коэффициента проницаемости, % Абсолютный по керосину 1 3,0 2,68 10,5 2 6,3 5,60 11,0 3 48,0 42,70 11,1 4 48,0 27,46 42,8 5 89,0 40,69 54,3 6 98,0 49,30 49,7 7 230,0 172,59 25,0 8 256,0 154,70 39,6 Изолирующую способность полимерного раствора (W) определяли в процентах по формуле (2.6) При фильтрации очищенного керосина через керн происходило уменьшение коэффициента проницаемости на 10,5-54,3 %. В последующем через керн различных коэффициентов проницаемости фильтровали растворы на основе полимерного реагента Poly Kem D объемом более 10-15 поровых объемов керна. При фильтрации растворов фиксировали время, объем и давление фильтрации. Данные исследования представлены в таблице 2.2. Как видно из таблицы, в зависимости от коэффициента проницаемости и концентрации полимерного реагента Poly Kem D в растворах происходит закупорка керна. Таблица 2.2 Динамика изменения давлений фильтрации от объема прокаченных акриловых полимерных растворов через керн Объем фильтрации, см3 Давление фильтрации, кг/см3 С – 0,25 % С – 0,5 % С – 1,0 % Кпр – 3,0 мД Кпр – 6,3 мД Кпр – 48 мД Кпр – 89 мД Кпр – 256 мД 10 45,00 80,00 0,55 0,33 0,36 20 75,00 90,00 2,25 0,68 0,88 30 90,00 120,00 7,50 1,55 1,75 40 - - 25,00 5,00 20,00 50 - - 55,00 9,50 83,00 60 - - 75,00 25,00 - 70 - - - 40,00 - 80 - - - 50,00 - Примечание: С – коэффициент полимера в растворе; Кпр – коэффициент проницаемости. Как показал промысловый анализ, при первичном вскрытии аргиллитоподобных глин в интервале бурения 2450-3220 м на месторождениях Среднего Приобья плотность буровых растворов составляет 1,09-1,14 г/см3, при этом перепады давлений на пласты составляют 20-43 кг/см3, в связи, с чем опыты прекращали при достижении давления фильтрации свыше 50 кг/см3. На основе проведенных экспериментальных работ по фильтрации акриловых полимерных растворов без твердой фазы через естественный керн оценивалась степень изоляции (таблица 2.3). Приведенные данные показывают на высокое давление закупорки и степень изоляции керна при фильтрации полимерного раствора. Таблица 2.3 Степень изоляции и конечное давление фильтрации полимерных растворов Концентрация Poly Kem D, % Абсолютная проницаемость, мД Степень изоляции, % Конечное давление фильтрации, кг/см3 0,25 3,0-6,3 90,9-95,6 90-120 0,25 48 91,1 75 0,50 89 67,4 50 1,00 256 92,5 83 Закупоривающая способность зависит от концентрации реагента в акриловом полимерном растворе и коэффициента проницаемости керна. Как показали ранее проведенные исследования* /30, 31/, акриловые поли мерные растворы на основе зарубежных реагентов Sedipur, DK-Drill, Polidia, * Разработка и внедрение технологии вскрытия продуктивных пластов бурения с применением полимерных растворов без твердой фазы.Разработка правил охраны вод, суши от заграянения при бурении и добычи нефти и газа: Отчет БашНИПИнефть, Уфа, 1983. 90 с CS-6, Cydrill и др. также обладают большими коэффициентами изоляции – 88-99 % при концентрации полимерных реагентов 0,25-0,50 % и коэффициентах проницаемости 4,4-195,0 мД. Уменьшение коэффициентов проницаемости зависит от степени удержания полимерных глобул в керне. Величина поровых каналов естественного керна находятся в пределах 0,1-20,0 мк и более, а акриловые полимеры имеют размеры глобул 0,35 мкм2 и эффективный диаметр 0,25 мкм2. Поэтому при фильтрации постоянного объема полимерных растворов происходит постепенное закупоривание каналов керна с постоянным увеличением давления фильтрации. Давление фильтрации формируется за счет поверхностной и внутренней закупорки поровых каналов керна. Акриловые полимеры находятся в диапазоне 8-10 млн. молекулярной массы. Превалирующую роль в закупоривании поровых каналов керна играет коэффициент проницаемости и концентрация акриловых полимерных реагентов в растворах. Например, при фильтрации акрилового полимерного раствора с концентрацией 0,5 % при коэффициенте проницаемости керна 4,4 мД в начале фильтрации получили давление фильтрации 100 кг/см2, а при концентрациях 0,25 % и коэффициента 3,0-10,5 мД получили начальные градиенты давления в пределах 30-40 кг/см2. Особенно большой эффект применения полимерных растворов достигается при пластовых давлениях ниже гидростатических. Тогда происходит мгновенная фильтрация и закупорка стенок скважин. Например, на Арланском месторождении в Башкортостане при пластовых давлениях 80 кг/см2 против гидростатических 140-145 кг/см2 применение акриловых полимерных растворов без твердой фазы с концентрацией 0,3-0,5 % на более 120 скважинах, как показали геофизические исследования и промысловые опыты /4-7, 11/, указывает на отсутствие проникновения полимерного раствора без твердой фазы в продуктивные пласты, так как происходит мгновенная фильтрация вскрываемой поверхности стенок скважин и закупоривание пристенной части ствола скважин. Проникновение полимерного раствора не превышает 1-3 см, что подтвердили отобранные из стенок образцы керна и наличие адсорбционной полимерной пленки. Проведенные исследования по фильтрации этих растворов через естественный керн длиной всего 2,9 см показали, что при применении полимерного реагента Poly Kem D различной концентрации (0,25; 0,50; 1,00 %) и при коэффициентах проницаемости 3,0; 6,3; 48,0; 89,0 и 256,0 мД получили перепады давлений 90. 120, 75, 83 кг/см2 соответственно, против перепадов давления при бурении интервалов аргиллитоподобных глин 20-43 кг/см2. Методика и результаты исследований динамической вязкости полимерного раствора На капиллярном вискозиметре проведены исследования по определению динамической вязкости акриловых полимерных растворов с реагентом Poly Kem D различной концентрации. Результаты исследований представлены в таблице 2.4. Таблица 2.4 Измерение динамической вязкости акрилового раствора марки Poly Kem D Концентрация реагента, % Динамическая вязкость, мПа·с Диаметр капилляра, мм 0,100 5,8 0,86 0,250 12,1 2,75 0,300 17,0 2,75 0,375 42,0 2,75 0,500 226,0 2,75 Одновременно были проведены исследования по определению динамической вязкости полимерного раствора на основе гидролизованного реагента Kem Pas (аналог Sypan, гипан, унифлок) и водного раствора Tylose ЕС-7. Данные представлены в таблице 2.5, 2.6. Таблица 2.5 Измерение динамической вязкости полимерного раствора на основе гидролизованного Kem Pas Концентрация реагента, % Динамическая вязкость, мПа·с Диаметр капилляра, мм 0,1 1,49 0,86 0,3 3,30 2,75 0,5 8,03 2,75 1,0 16,25 2,75 Таблица 2.6 Измерение динамической вязкости водного раствора Tylose ЕС-7 Концентрация реагента, % Динамическая вязкость, мПа·с Диаметр капилляра, мм 0,1 1,45 0,86 0,3 4,75 2,75 0,5 5,75 2,75 1,0 25,13 2,75 1,0 107,50 2,75 Динамическая вязкость водных растворов Kem Pas, Tylose ЕС-7 по сравнению с водными растворами акриловых полимеров относительно низкая, и они могут применяться в качестве модификации этих растворов в процессе бурения и вскрытия продуктивных пластов. В ранее проведенных исследованиях /31, 33/ был установлен синергетический эффект повышения динамической вязкости водного раствора акрилового полимера при добавке карбоксиметилцеллюлозы. Так, при концентрации DK-Drill 0,1 % с добавкой 0,2 % КМЦ динамическая вязкость раствора увеличилась с 5,8 до 23,8 мПа·с. Проведенные экспериментальные исследования по определению динамической вязкости водных растворов акриловых полимеров в различных концентрациях служат основанием для изучения фильтрации этих растворов через естественный керн. В пластовых условиях с повышением давления вязкость пластовых флюидов увеличивается. Соответственно при фильтрации в проницаемые интервалы скважин значения вязкости полимерных растворов также будут увеличиваться по сравнению со значениями, полученными в атмосферных условиях. Повышение вязкости нефти от давления определяют по формуле (2.8) где µ0 – вязкость при фиксированном давлении Р0; b – коэффициент, определяемый экспериментально и зависящий от состава нефти; Р – заданное давление. Для установления изменения вязкостных и упругих свойств полимерных растворов проведены исследования по их фильтрации в узких зазорах /15/. Методика проведения опытов состояла в следующем. Свежеприготовленные полимерные растворы с реагентами Sypan и DK-Drill помещались в рабочий узел установки (между параллельными кварцевыми пластинками) с фиксированной величиной узкого зазора 1,5; 2,0; 4,0 и 6,0 мкм. Измерения резонансных параметров колебательной системы установки с данным полимерным раствором без твердой фазы проводились через определенные промежутки времени до момента выхода параметров на установившиеся значения. Исследования по кривым течения и вязкостных свойств проводились в линейной области деформирования. Делались только основные выводы, полученные при обширных экспериментах. Проведенные исследования позволили установить, что водные растворы Sypan и DK-Drill 0,05-0,5 %-й концентрации проявляют в узких зазорах (1,5-6,0 мкм) вязкоупругие неньютоновские свойства. Вязкость полимерных растворов является сложной функцией температуры, концентрации и величины узкого зазора и может превышать объемные значения на несколько порядков. При высоких температурах (50° С и выше) значения вязкости растворов Sypan снижаются до объемного значения, а растворов DK-Drill – возрастают. Во всех экспериментах отмечается усиление вязкоупругих свойств полимерных растворов по мере уменьшения величины узкого зазора. Резюмируя выполненные исследования, можно заключить, что резкое увеличение вязкостных и вязкоупругих параметров полимерного раствора при течении его в узких зазорах приведет к уменьшению проницаемости вскрываемых пород и увеличению перепада давления от стенки скважины к зоне движения полимерного раствора и тем самым, будет способствовать практическому прекращению фильтрации в пласты. Таблица 2.9 Состав и свойства буровых растворов, обработанных полимером праестал Название реагента Концентрация Показатели свойств раствора Глинопорошок, % Полимер, % Плотность, г/см3 Условная вязкость, с Пластическая вязкость, мПа·с Температура, °С Водоотдача, см3 Коэффиц. трения Толщина корки, мм Суточный отстой, % Праестол-2300 5 0,5 1,04 26 8,5 197,25 7 0,2295 1 69,5 0,1 1,04 12 3 9 78 0,324 2 72 0,05 1,02 16 5,5 0,75 - - нет 23 10 0,5 - - - - - - - 41 0,1 1,06 20 4 75 28,5 0,414 2 46 0,05 1,06 140 5 40,5 30 0,1665 1,5 4,0 Праестол-2500 5 0,5 1,01 14 4,5 29,25 25 - нет 81 0,1 1,04 14,4 2,5 15,75 34 0,3015 1 68 0,05 1,03 13,2 2,25 11,625 48 0,1305 1,5 25 10 0,5 1,07 - 1,95 - - 0,4725 1 33 0,1 1,07 22 5,5 107,25 22 0,1935 1 44 0,05 1,06 17,6 5 39 24 0,1755 2 35 Праестол-2510 5 0,5 1,035 124 11 201 8 0,0945 0,5 76 0,1 1,04 - 10 - 40 - нет 77 0,01 1,03 15,2 5 15 61 0,342 1,5 22 10 0,5 1,06 - - - 7,5 0,0945 2 47 0,1 1,07 - 5 9 44 0,1575 1,5 52,5 0,01 1,055 32 13 123 15 0,1395 1,0 45 Праестол-2515 5 0,5 1,01 188 8 171 8 0,1305 0,5 77 0,1 1,0 20 1 39 14,8 0,1125 0,05 82 0,05 1,02 16 1 24 14,5 0,1125 0,05 19 10 0,5 1,06 капает 10 525 7,5 0,1035 1,5 57,5 0,1 1,06 360 1 186 12 0,1215 1 49 0,05 1,06 32 0,5 66,75 13 0,099 1 57 Праестол-2530 5 0,5 1,02 46 12 99,0 7,5 0,0855 1,5 75 0,1 0,9 26 4,5 48,75 12 0,171 1 84 0,05 1,02 16 3 16,5 10 0,2925 1 17 10 0,5 1,06 84 13 216 6 0,099 2 72,5 0,1 1,07 360 - - 9 0,1395 2,5 60 0,05 1,07 156 - - 11,5 0,162 2 62 Праестол-2540 5 0,5 1,02 капает 27 96 11,8 0,0855 2 80 0,1 1,03 18 5,5 26,25 10,5 0,0405 0,5 79 0,05 1,025 20 7 19,5 17 0,243 1,5 19 10 0,5 1,08 - 32 237 7 0,1395 0,5 70 0,1 1,06 70 5,0 127,5 8 0,0945 1 52 0,05 1,06 66 1 145,5 11,5 0,1575 1,5 ОПТИМАЛЬНЫЕ КОНЦЕНТРАЦИИ ПОЛИМЕРНЫХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ АРГИЛЛИТОПОДОБНЫХ ГЛИН АЧИМОВСКОЙ СВИТЫ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СРЕДНЕГО ПРИОБЬЯ Экспериментальные исследования динамической вязкости и фильтрации акриловых растворов без твердой фазы на основе полимерного реагента Poly Kem D с различными концентрациями через естественный керн с коэффициентами абсолютной проницаемости 3-100 мД и более свидетельствуют о высокой закупоривающей способности данных растворов. При подборе концентрации акриловых полимерных реагентов необходимо учитывать адсорбцию этих реагентов поверхностным слоем гидрофильных твердых частиц выбуренной горной породы и шламов, выбрасываемых при очистке раствора. Ранее проведенные исследования и промысловые работы показали, что величина адсорбции акриловых полимеров зависит от гидрофильности и гидрофобности твердых частиц выбуренной породы, при этом количество адсорбированного полимера глинистыми частицами и выбуренной горной породой составляет 5-10 %. Поэтому концентрацию акриловых полимерных реагентов необходимо увеличивать соответственно на 5-10 %. При обработке полимерных растворов с незначительной добавкой нефти поверхность твердых частиц частично гидрофобизируется и адсорбция полимеров на этих поверхностях уменьшается. Для коэффициентов проницаемости до 50 мД концентрация акрилового полимерного реагента Poly Kem D составляет 0,25 %, а с учетом адсорбции концентрация реагента увеличивается на 5-10 % и составляет при вскрытии бурением интервала аргиллитоподобных глин 0,26-0,28 %. При коэффициенте проницаемости от 50 до 100 мД концентрация акриловых полимеров с учетом адсорбции составляет 0,53-0,55 %. Для керна с коэффициентом проницаемости более 100 мД (для исследований взят коэффициент проницаемости 256 мД) оптимальная концентрация полимерного реагента Poly Kem D с учетом адсорбции должна составлять 0,75-1,00 %. Эффективность полимерного раствора на основе реагента Poly Kem D в сочетании с Tylose ЕС-7 по закупорке проницаемых интервалов аргиллитоподобных глин повышается за счет синергетического эффекта, что впервые было установлено при сочетании акриловых полимерных реагентов с карбоксиметилцеллюлозой марок КМЦ-600 и Tylose ЕС-7 /30, 31, 33/. Как известно, аргиллитоподобные глины имеют коэффициент проницаемости 3-5 мД. Поэтому концентрацию реагента Poly Kem D необходимо поддерживать при бурении скважин в пределах 0,25-0,30 % от объема раствора. Для осаждения выбуренной горной породы после крепления кондуктора необходимо поддерживать концентрацию реагента в количестве 0,001-0,005 % от объема раствора. На основании проведенных комплексных исследований и успешных широких промысловых работ подобрана оптимальная концентрация полимерных реагентов, разработана рецептура полимерных растворов по интервалам бурения глубоких добывающих скважин. Для большей стабилизации динамической вязкости полимерного раствора рекомендуется добавка Tylose ЕС-7 в количестве 0,1-0,2 % для улучшения смазочных свойств и снижения показателей структурных свойств необходимо добавить гидролизованные полиакриламиды (Kem Pas, гипан, унифлок, Sypan). ТЕМА7. 7.Основные причины ухудшения фильтрационных характеристик продуктивного пласта. Естественные и искусственные факторы ухудшения фильтрационных характеристик околоскважиной зоны (ОСЗ) пласта. Ухудшение фильтрационных характеристик ОСЗ при первичном, вторичном и последующих вскрытиях продуктивного пласта. Нефтеотдача пластов во многом зависит от фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП). Факторы, вызывающие ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП, можно условно разделить на две группы: - естественные, или природные; - искусственные. К естественным относятся факторы, обусловленные самим процессом извлечения нефти и газа из пласта при изменении пластовых условий, например, уменьшение проницаемости ПЗП добывающих скважин происходит за счет уменьшения запасов углеводородного сырья и падения пластового давления, увеличения водонасыщенностии гидрофилизации породы, роста капиллярных сил в процессе естественного обводнения пласта; в результате образования органических и неорганических отложений и др. К искусственным относятся факторы, обусловленные техногенными воздействиями на ПЗП при бурении и эксплуатации скважин. Ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП происходит вследствие внедрения в поровое пространство коллектора, а также образования в нем различных загрязняющих веществ (твердых и жидких) при первичном вскрытии продуктивного пласта бурением, цементировании скважины, вторичном вскрытии пласта перфорацией, в процессе освоения скважины, при последующей ее эксплуатации и ремонтах. Основные искусственные факторы ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП в добывающих скважинах считаются следующие: 1.при бурении (первичное вскрытие пласта), перфорации (вторичном вскрытии пласта) и ремонтах скважин; - проникновение фильтрата бурового раствора на водной основе и, как следствие, снижение фазовой проницаемости пород по нефти и газу, набухание содержащихся в породах глинистых минералов, образование вязких эмульсий и малорастворимых осадков в порах породы при смешении с пластовыми флюидами; - проникновение твердой фазы бурового раствора и цементного растворов и закупоривание (кольматация) ими поровых каналов; 2.при эксплуатации скважин; - образование органических и неорганических отложений в пористой среде пород (асфальтосмолпарафиновых отложений – АСПО и солей) при изменении термобарических пластовых условий. Борьба с перечисленными факторами ведется по двум направлениям: - профилактика и предупреждение ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП; - улучшение фильтрационных характеристик ПЗП. Для реализации первого из этих направлений применяют различные технические средства и технологические способы, предотвращающие проникновение в ПЗП или образование там загрязняющих веществ (бурение, цементирование и глушение скважин при пониженных давлениях; применение забойных отсекателей; использование технологических жидкостей, совместимых с горной породой и пластовыми флюидами, и др.). Второе направление предусматривает проведение специальных обработок ПЗП. Особую актуальность, проблема улучшения фильтрационных характеристик ПЗП приобретает при разработке залежей высоковязких (неньютоновских) нефтей, отличающихся повышенным содержанием асфальтенов и парафинов. С ростом содержания в нефти асфальтенов и парафинов, являющих природными поверхностно-активными веществами, возрастает вероятность образование в призабойной зоне пласта АСПО и водонефтяных эмульсий. Повышенная доля асфальтенов содержится в залежах девонских и каменноугольных отложений – основных объектах разработки Волго-Уральского региона. Улучшение фильтрационных характеристик ПЗП на залежах высоковязких нефтей возможно при учете особых реологических свойств этих нефтей. ТЕМА8. 8.Оценка загрязнения продуктивных пластов. Коэффициент восстановления проницаемости. Скин-эффект. Характерные значения скин-эффекта. В лабораторных условиях выбор технологической жидкости для конкретного продуктивного пласта и коллектора производят путем исследования кернового материала и определения коэффициента восстановления проницаемости. Коэффициент восстановления проницаемости (Кв) определяют отношением фактической проницаемости после воздействия технологической жидкости (Пф) к первоначальной проницаемости (Пп). Кв=Пф/Пп Фильтрационные свойства околоскважиной зоны (ОСЗ) изменяются под воздействием различных технологических жидкостей (буровой раствор, цементный раствор, жидкость перфорации и др.) и их фильтратов, проникающих под действием дифференциального давления. Загрязнение продуктивных пластов приводит к формированию скин-зоны и значительному снижению производительности нефтяных и газовых скважин (рис.10). Скин-зона характеризуется толщиной загрязненной зоны (скин-слой) и нарушением проницаемости коллектора. На больших расстояниях от скважины Rk площадь фильтрации F при заданном дебите велика, при этом скорость фильтрации относительно низка. Градиент давления (МПа/м) пропорционален скорости фильтрации и будет иметь низкие значения при больших значениях радиуса.На близком расстоянии от скважины(Rs-rc) площадь фильтрации значительно меньше и градиент давления фильтрации будет намного больше. Более 50 % общего снижения давления фильтрации происходит в ОСЗ радиусом ≈6м. В случае, если отсутствует зона повреждения пласта, то 25 % снижения давления фильтрации происходит в ОСЗ радиусом≈0,3-1 м. Так как площадь фильтрации в ОСЗ относительно мала, то любое повреждение коллектора может быть причиной значительного снижения эффективности работы скважины. За рубежом за показатель загрязнения продуктивного пласта принят скин-эффект S (или скин-фактор), причем, чем меньше значение S тем выше качество вскрытия: , Скин-эффект может быть определен на основании результатов гидродинамических исследований в скважинах (ГДИ). Однако в промысловой практике ГДИ проводятся нерегулярно. Величину S можно уменьшить путем повышения качества технологических жидкостей и применения новых технологий по повышению нефтеотдачи пластов – снижение депрессии на продуктивный пласт, горизонтальное бурение, кислотные обработки, гидроразрыв пласта и т.д. Потенциальный дебит (п) идеальной скважины (уравнения Дюпии) равен: , гдеРпл-Рз(k)=ΔРk– потеря давления в идеальной скважине. Тогда, фактический дебит (ф) с учетом скин-фактора равен: где, Рпл-Рз(ks)=ΔРs– потеря давления с учетом скин-фактора Околоскважинное пространство с ухудшенной проницаемостью ks пласта Околоскважинное пространство с естественной проницаемостью kпласта Рисунок 10 – Схема формирования загрязненной скин-зоны Рпл-пластовое давление; Рз(k)-давление у стенки скважины (забойное давление) при естественной проницаемости k пласта; Рз(ks)-забойное давление при фильтрации жидкости с ухудшенной проницаемостью ks пласта; РRs– давление пласта на контуре Rs; rc– радиус скважины; Rk– радиус контура питания; Rs– радиус контура с нарушенной проницаемостью; (Rs-rc)- скин-слой; (Rk-Rs)- интервал контура питания; S- скин–фактор; μ- динамическая вязкость пластовой жидкости; k –коэффициент естественной проницаемости пласта; ks– коэффициент проницаемости пласта при наличии скин–слоя; F – площадь фильтрации жидкости; h – мощность пласта; Уменьшение проницаемости на 20-40% при различных глубинах проникновения фильтрата можно считать предельно допустимым, а дальнейшее снижение проницаемости и глубины фильтрата приводит к резкому падению дебита скважины. Значения скин-эффекта меняются в широких пределах. Наиболее характерные величины скин-эффект представлены в таблице 5. Таблица 5 – Характерные величины скин-эффектов Численное значение скин-эффекта Примечание 500…20 Катастрофическое загрязнение 20…2 Загрязненные скважины 2…0 Высокое качество заканчивания 0…-2 Кислотная обработка -3…-7 Гидроразрыв пласта ТЕМА10. 10.Технологии по повышению нефтеотдачи. Проводка горизонтальных скважин и рекомендации по очистке ствола от шлама, снижению сил трения БТ и эквивалентной циркуляционной плотности раствора. Кислотные обработки продуктивных пластов. Кислотные растворы. Гидравлический разрыв пласта. Материалы для закрепления трещин. Технологические жидкости для ГРП. Проводка горизонтальных стволов скважин. Сооружение горизонтальных скважин является эффективным способом увеличения нефтегазоотдачи и дебита. Бурение условно горизонтальных стволов в продуктивном пласте многократно превышает степень его вскрытия. Однако при бурении ГС и боковых стволов (БС) часто возникают осложнения, что связано с качеством буровых растворов. Рекомендации по очистке ствола от шлама, снижению сил трения бурильной колонны об стенки скважины и эквивалентной циркуляционной плотности раствора. Бурение скважины на начальном этапе производится с большим диаметром, по мере углубления диаметр ствола уменьшается и в завершающей стадии вскрытие и бурение продуктивного горизонта осуществляется на минимальном диаметре долота, который соответствует дебиту. В настоящее время, стараются бурение продуктивного горизонта производить с наклонно-направленным профилем с горизонтальным участком. Сооружение горизонтальных скважин является эффективным способом увеличения нефтегазоотдачи и дебита за счет многократного превышения степени вскрытия продуктивного пласта. Однако при бурении горизонтальных стволов часто возникают трудности и осложнения, связанные с качеством буровых растворов и буровикам необходимо учитывать некоторые важные факторы для безопасного ведения буровых работ. Не учет, или не понимание, этих факторов может привести к осложнениям и авариям, а также к резкому удорожанию строительства скважин. Рассмотрим наиболее важные факторы при строительстве наклонно-направленных скважин с большим зенитным углом наклона, от которых зависит безопасность буровых работ: - очистка ствола скважины от шлама; - силы трения бурильной колонны об стенки скважины; - эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП) раствора. 1. Рекомендации по очистке ствола от шлама и снижению сил трения бурильной колонны об стенки скважины. В вертикальных скважинах около 30%, а в скважинах с большим зенитным углом наклона около 80% прихватов, связаны с плохой очисткой ствола от шлама. На эффективность очистки скважины влияют: зенитный угол наклона ствола, скорость вращения ротора, подача насосов (или скорость восходящего потока), реология, геометрические характеристики кольцевого пространства, кавернозность, режим течения (ламинарный или турбулентный), размер частиц шлама, плотность раствора, расхаживание трубы, скорость проходки, устойчивость ствола. К ключевым элементам очистки ствола скважины относятся: свойства бурового раствора (реология, ингибирующие и крепящие свойства, МВТ), конструкция долота и КНБК (способ бурения, скорость вращения ротора, площадь отверстий долота, скорость проходки), гидравлика (подача насосов, допустимая ЭЦП и др.). Вообще существует два механизма очистки ствола: гидравлический (или механический) транспорт шлама и диспергирование до мелких частиц. Транспортировка шлама путем предварительной диспергации, в условиях глубокого бурения, неприемлемо, так как применяются ингибирующие буровые растворы. Из всего вышеприведенного перечня выделим факторы реально, имеющие практическое значение. Именно регулируя эти факторы и используя практические рекомендации можно достичь удовлетворительных результатов по транспортировке шлама на поверхность. К этим факторам относятся: скорость вращения ротора, подача насосов и реология. Под реологией понимается только значения при 300 (511с-1) и 200 (341с-1) об/мин (вокруг УБТ) и 6 (10,22с-1) и 3 (5,11с-1) об/мин (вокруг БТ). Эффективная очистка скважины от шлама возможна при одновременном действии всех факторов, а не в порознь. Отметим известные факторы по проекту: режим течения жидкости в кольцевом пространстве (практически всегда ламинарный), профиль скважины (зенитный угол) и геометрические характеристики кольцевого пространства. Под геометрическими характеристиками кольцевого пространства понимают отношение площадей поперечных сечений ствола и бурильной колонны, условно названный гидравлическим диаметром скважины (ГДС), т.е. ГДС=(D/d)2. Данное отношение показывает во сколько раз площадь поперечного сечения ствола больше площади поперечного сечения бурильной колонны (БК), или «как далеко находится верхняя сторона БК от верхней стенки ствола скважины». Как было отмечено, транспортировка шлама в стволе скважины также зависит от зенитного угла. Поведение шлама в диапазоне зенитных углов 0-30, 30-65 и более 65 градусов сильно отличаются, но в пределах каждого диапазона поведение шлама практически одинаково. При зенитном угле 0-30 градусов (условно вертикальные скважины) вынос шлама происходит быстро, даже при остановке циркуляции шлам остается во взвешенном состоянии. Ламинарный режим течения лучше справляется с транспортировкой шлама. При зенитном угле 30-65 градусов (скважины со средним наклоном) вынос шлама происходит со средней скоростью, шлам накапливается на нижней стенке в виде дюн и периодически сползает лавиной. Оба режима одинаково плохо транспортируют шлам. При зенитном угле более 65 градусов (скважины с большим наклоном) вынос шлама происходит с медленной скоростью, большая часть шлама лежит на нижней стенке ствола в виде неподвижного слоя. Турбулентный режим более предпочтительнее. Следовательно, рекомендации могут быть даны для конкретных значений ГДС и зенитных углов, где работают свои правила. В скважине, с большим наклоном зенитного угла, у верхней стенки ствола, жидкость двигается с более высокой скоростью и шлам некоторое расстояние продвигается с раствором, затем выпадает в зону медленного течения и неподвижного слоя («шламовая постель»). Причем выносимое расстояние для данного зенитного угла и ГДС, зависит от скорости вращения ротора, подачи насосов и реологии раствора. Важно здесь отметить и «не забыть», о влиянии ГДС на силы трения БК об стенки скважины. Все скважины по ГДС можно подразделить на 3 категории, где работают свои правила по транспорту шлама и сил трения БК об стенки скважины (табл.7): 1) ГДС>3,75. Характеризуются скважины с большим диаметром в начальной стадии бурения – под кондуктор, 1-ая тех.колонна. Здесь работают правила скважин с большим диаметром. Скорость вращения ротора оказывает огромное влияние на транспорт шлама в стволе. Скорость вращения ротора 120-180 об/мин. Минимальное значение 120 об/мин, лучше 180 об/мин. Подача насосов должна обеспечить скорость восходящего потока не менее 0,75 м/с. Идеальная скорость восходящего потока 1,0 м/с. Плохая очистка при скорости 0,5 м/с. Если раствор слишком жидкий – сцепление и «подбрасывание» шлама менее эффективное, далее, возникают трудности в очистке вертикального участка скважины. Если раствор слишком густой сцепление и «подбрасывание» хорошее, но возникают трудности из-за его туннелирования у верхней стенки скважины и непробиваемой, для подбрасываемых частиц шлама, мертвой зоны. Идеальный раствор должен быть между густым и жидким. Важное значение имеют показания вискозиметра при 3 и 6 об/мин, так как они отвечают за вынос шлама в кольцевом пространстве за БТ и 200 и 300 об/мин за УБТ. Реология при 3 и 6 об/мин n3=12-14, n6=14-18. При этих значениях ГДС силы трения БК об стенки скважины невысоки. 2) ГДС=3,25-3,75. Оптимальное соотношение ГДС для обеспечения транспорта шлама вращением ротора по стволу при соблюдении подачи насосов и реологии раствора. При указанных ГДС с помощью вращения шлам выбрасывается в зону верхней стенки ствола (в зону высоких скоростей течения жидкости) и транспортируется по всему стволу. Риск образования «шламовой постели» и дюн на нижней стенке ствола при этом минимален. Таблица7 – Категории скважин по ГДС № ГДС Диаметр, мм Значение ГДС Вероятный зенитный угол, град Рекомендации ствол БТ Вращение ротора, об/мин Скорость потока в кольц. пространстве Реология при 3 и 6 об/мин 1 >3,75 393,7 140 7,91 менее 30, большие углы наклона Правила вертикальных скважин, закачка ВУС, увеличение подачи насосов, реологии 311 140 4,94 120-180 лучше 180 0,7-1,0 лучше≥1 n3=12-14, n6=14-18 295,3 127 5,41 2 3,25-3,75 311 168,2 3,42 большие углы наклона 70-120 лучше 100-120 0,7-1,0 лучше 1 n3=7-12, n6=8,5-14 269,9 140 3,72 149,2 3,27 241,3 127 3,61 215,9 114,3 3,57 165,1 89 3,44 220,7 123,3 3,20 3 <3,25 215,9 177,8 1,47 большие углы наклона 70-120 лучше 100-120 0,7-1,0 лучше 1 n3=5-8,5, n6=6-11,5 311 244,5 1,62 215,9 149,2 2,10 140 2,38 127 2,89 155,6 98,3 2,51 140 89,9 2,43 Кроме того, при этом, оптимальные значения принимают силы трения БК об стенки скважины и ЭЦП. С уменьшением ГДС<3,25 происходит рост сил трения БК об стенки скважины и величины ЭЦП при сохранении той же эффективности транспортировки шлама по стволу скважины. Очевидно, это может привести к износу и порче БТ, размыву резьбовых соединений, гидроразрыву продуктивного пласта, снижению его проницаемости и т.д. Скорость вращения ротора 70-120 об/мин. Минимальное значение 70 об/мин, лучше 100-120об/мин. Подача насосов должна обеспечить скорость восходящего потока не менее 0,7 м/с. Идеальная скорость восходящего потока 1,0 м/с. Реология при 3 и 6 об/мин n3=7-12, n6=8,5-14. Если существует вероятность гидроразрыва или роста гидравлических сопротивлений необходимо реологию корректировать. 3) ГДС<3,25. Здесь работают правила скважин с малым диаметром. Скорость вращения ротора 70-120 об/мин. Минимальное значение 70 об/мин, лучше 100-120об/мин. Подача насосов должна обеспечить скорость восходящего потока не менее 0,7 м/с. Идеальная скорость восходящего потока 1,0 м/с. Подача насосов для диаметра долот 215,9мм 22-32л/с, диаметра долот 155,6мм 8,5-11,5л/с. Реология при 3 и 6 об/мин для диаметра долот 215,9мм 8,5-10,5 если приоритет очистка и 6,5-8,0 если приоритет ЭЦП, для диаметра долот 155,6мм 6,0-7,5 если приоритет очистка и 4,8-5,8 если приоритет ЭЦП. В этих условиях, большое значение имеют смазывающие свойства раствора, позволяющие частично снизить силы трения бурильной колонны об стенки скважины. Для этого применяют смазывающие добавки типа нефти, таллового масла, ПАВ и др. Применение прямых эмульсий с использованием нефти не менее 8-10% и ПАВ дает хорошие результаты. При этом одновременно достигается улучшение транспортирующей способности раствора. Тем не менее, при ГДС<3,25, возрастают риски обрыва и порчи инструмента из-за роста момента по причине трения бурильной колонны об стенки скважины, гидроразрыва пласта из-за роста ЭЦП по причине увеличения гидравлических потерь, ухудшения ФЕС продуктивного пласта и т.д. 2. Рекомендация по эквивалентной циркуляционной плотности раствора. Интенсивный рост ЭЦП, независимо от профиля скважины, происходит при значениях ГДС<3,25. При проектировании скважины необходимо учитывать значение ГДС в наиболее опасных интервалах, где возможно поглощения и гидроразрыв пласта. С ростом глубины скважины и уменьшением ГДС значение ЭЦП возрастает. В этих условиях необходимо снизить гидравлические потери за счет, во-первых, уменьшения подачи насоса (но при этом по мере возможности сохранить скорость потока не менее 0,7м/с), во-вторых, снижения реологии (до предельно допустимых значений), в третьих, использования бурового раствора для бурения с меньшей плотностью (а перед СПО в скважину закачивать более тяжелый раствор). Особенно возрастает риск гидроразрыва пластов с увеличением эффективной вязкости и проектной плотности бурового раствора. При расчете гидравлических потерь в кольцевом пространстве буровой раствор принимают, либо как бингамовскую жидкость, либо как степенную. При циркуляции раствора скорость сдвига меняется в очень широких пределах: в бурильной колонне от 100 до 500 с-1, в УБТ от 700 до 3000 с-1; в кольцевом пространстве от 5 до 500 с-1, чаще всего 100 с-1; в насадках долот от 10 000 до 100 000 с-1. В желобах от 3 до 10 с-1; а в рабочих емкостях менее 3 с-1. i, об/мин скорость сдвигаγ, с-1 i, об/мин скорость сдвигаγ, с-1 0,1 0,17 3 5,11 0,2 0,34 6 10,2 0,3 0,51 100 170 0,6 1,02 200 341 1 1,7 300 511 2 3,4 600 1022 В кольцевом пространстве течение практически всех буровых растворов происходит в ламинарном (структурном) режиме. Расчет производится исходя из геометрических характеристик кольцевого пространства: по длине бурильных труб, по длине УБТ и по длине муфт (местные потери на муфтах бурильных труб). Конечным результатом расчета гидравлических потерь в кольцевом пространстве является определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора и сравнение с градиентом гидроразрыва пластов. В кольцевом пространстве общие гидравлические потери состоят из трех составляющих Σ∆Р=∆Рт+∆Рубт+Σ∆Рм: - гидравлические потери в кольцевом зазоре между бурильными трубами и стволом скважины (∆Рт); - гидравлические потери в кольцевом зазоре между УБТ и стволом скважины (∆Рубт); - гидравлические потери в кольцевом зазоре между муфтами бурильных труб и стволом скважины, так называемые местные потери (Σ∆Рм). Далее находят эквивалентную циркуляционную плотность раствора ρэ по формуле ρэ=(Рг+Σ∆Р)/gH, где Рг – гидростатическое давление, создаваемое буровым раствором на стенки скважины (Па), Рг=ρgH, ρ – плотность бурового раствора (кг/м3), g=9,81 м/с ускорение свободного падения, Н – глубина скважины по вертикали или высота бурового раствора (м). Для безопасного процесса бурения необходимо соблюдать условие (Рг+Σ∆Р)<Ргр, где Ргр – давление гидроразрыва пластов, или ρэ<кгр, где кгр – коэффициент аномальности гидроразрыва пластов: кгр=Ргр/Ргст. (Ргст - гидростатическое давление столба воды) Существует большое количество методик по определению гидравлических потерь в кольцевом пространстве. 1. Тип жидкости – бингамовская, т.е. вязкопластичная жидкость, режим течения – ламинарный (структурный). Для вычисления гидравлических потерь в кольцевом пространстве по 3-ей методике пользуются следующей формулой ∆Р=4τoL/β(D-d) предварительно найдя коэффициент β=β(S) из рис.6.7 по кривой 2 по вычисленному значению параметра Сен-Венана S. Рисунок 11 – (с книги Леонов Исаев с.72) Кривые зависимости β=β(S) для труб круглого (1) и кольцевого поперечного сечения (пространства) (2) Параметр Сен-Венана зависит от расхода жидкости Q, реологических показателей τ и η, и геометрических характеристик кольцевого пространства D и d S=τ(D-dт)Fк/ηQ По приведенной формуле раздельно находят гидравлические потери в затрубье в зоне бурильных труб (∆Рт) и в зоне утяжеленных бурильных труб (∆Рубт). Расчет местных потерь производятся сначала для единичной муфты по формуле Вейсбаха ∆Рм=ξv2ρ/2 где v=Q/F – скорость восходящего потока раствора, ξ=1,5[(D2- dт2)/(D2- dм2) - 1]2 И далее находят суммарные потери в муфтовых соединениях Σ∆Рм=∆Рм L/12=ξv2ρ L/24 Расчет производим для жидкости степенной модели, т.е. для жидкости Оствальда-де Ваале. Расчетным путем находим n=0,5lg(θ300/θ3) k=0,511θ300/511n, Далее по расчетным 1/n и δ=d/D по графику, из рис. Зависимость функции φ (1/n; d/D) от d/D, введенная Фредриксоном и Бирдом, для ламинарного течения жидкостей Оствальда – де Ваале, находим φ и определяем значения интеграла I I=φ(1-δ)(1/n)+2/[(1/n)+2], Рисунок 12 – Зависимость функции φ (1/n; d/D) от d/D, введенная Фредриксоном и Бирдом, для ламинарного течения жидкостей Оствальда – де Ваале Гидравлические потери ∆Р в кольцевом пространстве за бурильными трубами и утяжеленными бурильными трубами для степенной жидкости при ламинарном течении находим по формуле ∆Р=(Q/πI)n[2kL/(D/2)3n+1] При расчете местных сопротивлений в кольцевом пространстве (замковые соединения – муфты бурильных труб), в которых происходит изменения проходного сечения или направления потока жидкости используют формулу Вейсбаха. Местные потери определяют для единичной муфты по формуле Вейсбаха ∆Рм=ξv2ρ/2 где v=Q/F – скорость восходящего потока раствора, ξ=1,5[(D2- dт2)/(D2- dм2) - 1]2 И далее находят суммарные потери в муфтовых соединениях Σ∆Рм=∆Рм L/12=ξv2ρ L/24 При расчетах ЭЦП необходимо учитывать минимальное, среднее и максимальное значения показаний при 3 и 300 об/мин. По результатам расчетов подготовить таблицу и сравнить с давлением гидроразрыва пластов. Таблица8 – ЭЦП при различных значениях 3 и 300 об/мин № Показание вискозиметра Подача насосов, л/с Плотность рабочего раствора, кг/м3 ЭЦП, кг/м3 при 3 об/мин при 300 об/мин 1 min min min 2 max max 3 min min max 4 max max Литература. 1. Н. Маковей Гидравлика бурения. Пер. с рум. – М.: Недра, 1986, 536 с. 2. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1987, 304 с. Кислотная обработка (КО) – это метод увеличения проницаемости ОСЗ путем растворения частиц породы пласта и загрязняющих частиц бурового раствора. КО применяют для увеличения проницаемости карбонатных и песчаных коллекторов в скважинах после бурения, во время эксплуатации и ремонтных работ. Для КО карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных – после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки называются солянокислотными (СКО) и глинокислотными (ГКО). Основой кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10-30%HCl)и смесь соляной (10-15%HCl) и плавиковой(1-5%HF) кислот. КО должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 10%, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть полной. Продукты реакции вызывают снижение проницаемости пород после КО, если они откладываются в поровом пространстве. При СКР и ГКР образуются растворимые и временнорастворимые продукты, поэтому технология кислотных обработок должна предупреждать выпадение нерастворимых осадков. Типичный кислотный раствор состоит из активной части (HCl, HCl+ HF), растворителя, ингибитора коррозии металла, стабилизатора и интенсификатора. Стабилизаторы (органические кислоты: уксусная, лимонная) предотвращают выпадение осадка Fe3+ в виде гидроокисей железа и добавляются при проницаемости менее 0,01мкм2. Добавка 0,3-0,5%. Интенсификаторы (катионоактивные ПАВ: катапин, АНП-2 и др. 0,3-0,5%, неионогенные: превоцел, ОП-10, неонол и др.) вводят для улучшения фильтрации КР в породе. Добавлять ПАВ следует если нефть содержит более 2% асфальтенов или 6% смол. Для обработки известняков, карбонизированных песчаников, коллекторов, загрязненных отложениями карбонатов, применяют СКО 15%HCl, а при Т>100оС иногда и 30%HCl. Для обработки песчано-глинистых (некарбонизированных) применяют ГКО, вначале закачивают СКР (10-15%HCl), а за ней ГКР – 1-5%HF. Соотношение объемов первой и второй частей раствора зависит от карбонатности породы и при карбонатности 3% его соотношение составляет 1:1. В качестве ингибитора коррозии применяют «Север-1», КИ-1, В2, ПБ-5 и др. Добавка ингибиторов составляет 0,5-1%. Объемы КР. В основном применяют эмпирический подход. Если КО предназначена для растворения занесенных в пласт примесей в процессе бурения и ремонта скважин, то во время первой КО закачивают КР 0,5м3/м поглощающей толщины пласта, при второй – 1м3/м, а при третьем – 1,5м3/м. Давление на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО поровых коллекторов (особенно терригенных) не должно превышать давления разрыва пласта, чтобы обеспечить равномерное проникновение КР в разрез скважины. Для КО трещинных коллекторов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь наибольшей глубины обработки пласта. Время пребывания КР в пласте не должно превышать времени нейтрализации кислоты. КР нейтрализуется во время движения в порах и трещинах. Это означает, что выдержка КР в порах и трещинах не нужна и нежелательна. После вхождения КР в пласт немедленно удалить продукты ее реакции с ОСЗ. Удаление продуктов реакции из ПЗС осуществляется путем вызова притока флюидов из пласта в скважину во время открытого переливания, если пластовое давление выше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов, или пенных систем, если пластовое давление меньше гидростатического. Технология КО глубинно-насосных скважин часто предусматривает удаление продуктов реакций насосом, которым производится эксплуатация скважины. Способы КО. Углеводороднокислотные и нефтекислотные эмульсии (УКЭ и НКЭ). Предназначены для повышения глубины обработки в карбонатных пластах и используется как средство антикоррозионной защиты труб при высоких пластовых температурах. Преимущественно состоят из 15%HCl, нефти или ДТ, эмульгатора. Период стабильности эмульсий составляет 20-120 мин. Эмульсия в период стабильности в реакцию не вступает. Термокислотная обработка – это последовательное воздействие на пласт термохимическим способом и КР. Термические способы КО применяют эффективно после отложения парафина в ОСЗ, для обработки доломитов, плохо растворяющихся в СКР, а также для образования глубоких каналов разъедания в карбонатных пластах. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Экологическая безопасность ГРП. Работы по проведению ГРП проводятся под контролем государственных регулирующих органов. Поскольку нефтяные пласты залегают на больших глубинах (1000-3000 м) влияние процесса на поверхностные и грунтовые воды исключено. Сама конструкция нефтяных скважин с использованием нескольких колонн призвана обеспечить экологическую безопасность процесса нефтедобычи и работ, проводимых в скважинах. При глубине нефтяного пласта менее 1000м ГРП не рекомендуется из-за экологических проблем. Сущность метода ГРП заключается в нагнетании в ОСЗ жидкости под высоким давлением, в результате чего происходит разрыв горной породы и образование новых или расширение существующих трещин. Для сохранения трещин в открытом состоянии при снижении давления в них вместе с жидкостью закачивают закрепляющий агент – проппант. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва. Виды ГРП. Различают проппантный гидроразрыв и кислотный гидроразрыв. Проппантный ГРП – гидроразрыв с использованием проппанта. Эта разновидность ГРП используется, как правило, в терригенных пластах. Когда говорят о гидравлическом разрыве пласта, чаще всего подразумевают именно проппантный ГРП. Повышение вязкости и снижение фильтруемости жидкости ГРП осуществляется введением в них соответствующих добавок. Кислотный ГРП – гидроразрыв, при котором в качестве жидкости разрыва используется кислота. Применяется в случае карбонатных пластов. Созданная с помощью кислоты и высокого давления сеть трещин и каверн не требует закрепления проппантом. От обычной кислотной обработки отличается гораздо большим объемом использованной кислоты и давлением закачки (выше давления разрыва горной породы). Материалы для закрепления трещин. Современные материалы, используемые для закрепления трещин в раскрытом состоянии — проппанты — можно разделить на два вида — кварцевые пески и синтетические проппанты средней и высокой прочности. Первым и наиболее широко используемым материалом для закрепления трещин являются пески. Среднепрочными являются керамические проппанты. Сверхпрочные проппанты, такие как спеченный боксит и окись циркония. Кроме того, в США применяется так называемый суперпесок — кварцевый песок, зерна которого покрыты специальными смолами. Производятся и используются также синтетические смолопокрытые проппанты. Прочность является основным критерием при подборе проппантов для конкретных пластовых условий с целью обеспечения длительной проводимости трещины на глубине залегания пласта. Проппанты имеют следующие области применения: кварцевые пески до 2500 м; проппанты средней прочности до 3500 м; проппанты высокой прочности свыше 3500 м Технологические жидкости для ГРП. Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50-х годов начали применять жидкости на водной основе. В настоящее время в США более 70 % всех ГРП производится с использованием этих жидкостей. На долю гелей на нефтяной основе приходится 5%, на пены со сжатым газом  25% всех ГРП. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном это антифильтрационные агенты и агенты снижения трения. В состав жидкостей ГРП входят компоненты, выполняющие различные функции: структурообразующие и вызывающие деструкцию, снижающие инфильтрацию, понижающие трение, термостабилизаторы, ПАВ, эмульгаторы и деэмульгаторы, глиностабилизаторы, буферы, пенообразующие и пеноразрушающие, управляющие водоблокировкой, управляющие кислотностью, контролирующие рост бактерий. Выбор жидкости для ГРП осуществляют с учетом характеристик: — пластовые давление и температура и время нахождения жидкости в трещине; — объём, темп и давление закачки; — литологический тип коллектораи чувствительность породы пласта к жидкости; — фильтрационные характеристики пласта, определяющие степень инфильтрации; — тип и количество закачиваемого закрепителя. Составы для ГРП. 1.Водные растворы полимеров из натуральной гуаровой смолы (гуара) и гидроксипропилгуара (ГПГ), а также из карбоксиметилгидроксипропилгуара (КМПГ), гидроксиэтилцеллюлозы (ГОЭЦ), карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозы (КМГОЭЦ), ксантановых смол. Все эти полимеры могут быть сшиты поперечными связями. В качестве сшивателей могут быть использованы соединения бора, хрома, титана, циркония и других поливалентных металлов. 2.Прямые эмульсии, где в качестве углеводородной фазы применяются газоконденсат, дизельное топливо, керосин, сырая нефть, а в качестве водной фазы пресная, пластовая или минерализованная вода. В качестве полимера используются полиакриламид или полисахариды, обычно гуар или гидроксипропилгуар, а также карбоксиметилцеллюлоза, а в качестве эмульгаторов неионогенные ПАВ. 3.Загущенный спирт (метанол). 4.Загущенная соляная кислота. 5.Устойчивые пены на водной основе: жидкая фаза — водный раствор гуара или гидроксипропилгуара, газообразная фаза — азот или углекислый газ. 6.Мицелярные растворы ПАВ (не полимерные жидкости ГРП). Наибольшее распространение при проведении ГРП в терригенных коллекторах нашли сшитые гели на основе гуара или гидроксипропилгуара (ГПГ). В карбонатных коллекторах используются загущенная соляная кислота. Загущенный метанол или пены используются в основном на газовых месторождениях или месторождениях с низкой проницаемостью. Мицелярные растворы ПАВ применяются в условиях, когда необходимо обеспечить наибольшую проницаемость трещины. ПАВ улучшает смачивающие свойства воды, снижает поверхностное натяжение воды на границе с нефтью. ТЕМА9. 9.Перфорация (вторичное вскрытие пласта) и перфорационные жидкости. Перфорация и типы перфораций. Специальные жидкости для вторичного вскрытия. Выбор специальной жидкости для вторичного вскрытия. Перфорация и типы перфораций. Вскрытие продуктивных пластов производится дважды: первичное – в процессе бурения, вторичное – перфорацией после крепления скважины обсадной колонной. Задачей вторичного вскрытия является преодоление экрана в ОСЗ, созданного буровым раствором при первичном вскрытии из твердой фазы протяженностью до 40 мм и фильтратом до 50-300 мм и установление гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной. Перфорацией преодолевается слой скважинной жидкости (5-10 мм), стенки стальной трубы (6-12 мм), цементный камень (25-50 мм и более), а также зона призабойной закупорки коллектора (от 40-50 до 100-150 мм и более). Для перфорации используют стреляющие (пулевая и кумулятивная) и гидропескоструйные перфораторы. В последние годы находят все более широкое применение сверлильные перфораторы и различные прорезающие приспособления, позволяющие образовывать в обсадных колоннах и цементном камне разные щели. Перфорацию проводят с созданием депрессии или репрессии на пласт. Перфорация при депрессии на пласт. Эта перфорация является сегодня наиболее прогрессивным способом вторичного вскрытия пласта, так как в момент создания перфорационных каналов под воздействием больших градиентов давлений возникает интенсивный приток нефти или газа из пласта в скважину, вследствие чего происходит самоочищение перфорационных каналов и породы в призабойной зоне. Одновременно процесс вторичного вскрытия пластов совмещается с процессом вызова притока нефти или газа. Перфорация при репрессии на пласт. При репрессии вскрытие объекта осуществляется при давлении превышающем пластовое давление. Специальные жидкости для вторичного вскрытия пластов. Кольматация твердой фазой коллекторов при бурении не превышает 40 мм, поэтому первичное вскрытие не оказывает существенного влияния на продуктивность скважины. В процессе вторичного вскрытия, кольматация резко снижает продуктивность скважины. По действующим техническим правилам перфорацию следует проводить на буровом растворе, применяемом при первичном вскрытии пластов. Это приводит к необратимому загрязнению ОСЗ. За рубежом уже давно отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные жидкости (СЖ) без твердой фазы или содержащие кислоторастворимые наполнители. Вторичное вскрытие пластов с применением специальных жидкостей. Технология вторичного вскрытия предусматривает замещение бурового раствора в скважине на СЖ без твердой фазы в несколько этапов: - замена бурового раствора в эксплуатационной колонне водой; - отмыв ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и ПАВ по замкнутому циклу «емкость – насос – фильтр», а для удаления вымываемых твердых частиц – «скважина – емкость»; - замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью. Для удаления из воды вымываемых твердых частиц и очистки СЖ используются фильтры, которые позволяют снизить концентрацию твердых частиц в жидкости до 2 г/м3 (до 0,0002%). Продолжительность работ по очистке скважины и СЖ может достигать 10 суток, в зависимости от объема фильтруемых жидкостей и пропускной способности применяемых фильтров. Несмотря на значительную трудоемкость, эта технология нашла широкое применение за рубежом и считается экономически оправданной. Выбор специальной жидкости при перфорации. Коэффициент восстановления проницаемости (Кв) при вторичном вскрытии определяют отношением фактической проницаемости после воздействия СЖ (Пф) к первоначальной проницаемости (Пп). Кв=Пф/Пп (аналогично с первичным вскрытием) Если при разбуривании пластов использовался раствор на водной основе, то применение при перфорации растворов солей без твердой фазы обеспечивает более высокие значения коэффициента Кв, по сравнению с использованием углеводородного раствора. При использовании противоположных по природе смачивания бурового раствора и СЖ в коллекторе появляется новая зона водоуглеводородного контакта с образованием вязких эмульсий, которые блокируют каналы. Использование водных растворов NaCl, KCl, CaCl2 характеризуются коэффициентом восстановления проницаемости Кв, равным 0,50-0,65. Полимерные растворы с содержанием 0,3-0,5% полиакриламида (ПАА) и 20% СаСl2 позволяют получить значение коэффициента Кв от 0,39 до 0,46. Наиболее низкие значения Кв – от 0,31 до 0,35 – достигаются при использовании в данных условиях РУО. Сопоставление эффективности применения различных СЖ на водной основе при перфорации показывает, что полимерные растворы уступают чистым солевым растворам как по степени сложности вытеснения фильтратов, так и по значению коэффициента Кв. Следовательно, к наиболее перспективным СЖ в условиях первичного вскрытия пластов с использованием водных растворов следует отнести различные по плотности растворы солей. Для приготовления солевого раствора плотностью до 1400 кг/м3 целесообразно использовать хлорид кальция, а для получения более тяжелой СЖ – бромид кальция, хлорид и бромид цинка (табл.6). Таблица6 – Плотность водных растворов солей Наименованиесоли Содержание соли, в масс. % ρ, кг/м3 KCl 24 1160 NaCl 26 1190 MgCl2 30 1260 KBr 38 1350 CaCl2 40 1390 NaBr 43 1440 MgBr2 45 1530 CaBr2 50 1640 ZnCl2 60 2000 ZnBr2 70 2300 ТЕМА11. 11.Технологические жидкости для блокирования и глушения скважин при капитальном ремонте скважин. Одной из основных задач глушения скважин является сохранение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта во время проведения ремонтных работ. При выполнении работ по глушению очень важно, чтобы технологические операции проводились при регулируемых забойных давлениях и не сопровождались гидроразрывом ОСЗ, поглощением технологических жидкостей (ТЖ), которые могут привести к кольматации и загрязнению пласта. К ТЖ для ремонта скважин предъявляются требования, зависящие от геолого-технических условий и поставленных целей. При глушении скважин ТЖ, в зависимости от условий в скважине, может состоять из блокирующей и задавочной (жидкости глушения) жидкостей, которые могут отличаться по составу и показателям, а могут быть идентичными. Если составы этих жидкостей идентичны, то проблем с их смешением при глушении скважин не возникает. При глушении скважин с высокими проницаемостями, большими мощностями пласта, залегающего на значительных глубинах, или скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, с использованием различных по составу и свойствам блокирующих и задавочных жидкостей и традиционных технологий, возникают определенные трудности, связанные с доставкой блокирующих составов на забой скважин, формированием блокирующих экранов. В условиях агрессивного воздействия сероводорода технологическая жидкость должна иметь один состав, т.е. жидкость блокирования и глушения должны быть идентичными, с той лишь разницей, что в блокирующей жидкости концентрация полимеров-загустителей может быть выше, а также содержатся кольматанты различных марок в зависимости от проницаемости коллектора. Во избежание гравитационного замещения плотность жидкости блокирования должна быть не меньше плотности жидкости глушения. Жидкости блокирования. Жидкости блокирования делятся на водные, водно-спиртовые и углеводородные. Для снижения и полного прекращения фильтрации (поглощения) раствора используют кольматанты с одновременным регулированием реологических показателей. При высоких значениях проницаемости 2-4 Дарси рекомендуется использовать сочетание рисовой и гречневой шелухи с карбонатными материалами. В любом выбранном составе крупный кольматант должен обеспечить создание внешней решетки, мелкий – закупорить ячейки решетки. При этом обеспечивается внешняя кольматация, позволяющая минимизировать загрязнение продуктивного пласта. Одновременно жидкость блокирования должна характеризоваться достаточно высоким значением ДНС, ВНСС и минимальным значением ПФ в забойных условиях. Таким образом, в состав жидкости блокирования должны входить: дисперсионная среда, кольматанты, регуляторы-стабилизаторы реологических и фильтрационных показателей и утяжелители. Жидкости глушения. Жидкости глушения выбираются исходя из условий создания достаточного противодавления на продуктивные пласты. Кроме того, они должны быть не корродирующими металл, а также экологически и пожаро-безопасными. Жидкости глушения могут быть безструктурными и структурированными, с добавками полимеров и без. Заключение Повышение нефтеотдачи пластов является сложной инженерно-технологической задачей, требующей высоко уровня взаимодействия различных специалистов и служб, грамотного планирования, интеграции различных технологических процессов и использования современных технологий и реагентов. Для эффективного проектирования и инженерно-сервисного сопровождения таких работ требуется теоретически и практически подготовленный персонал. От выбора (состава, свойств и технологических показателей) рабочих жидкостей для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также для глушения скважин при ремонтных работах зависит текущая и конечная нефтеотдача пластов. Одним из главных факторов качественного вскрытия коллекторов обеспечение высокой степени очистки бурового раствора от шлама. В случае применения жидкостей, без твердой фазы количество проникающего в породу фильтрата контролируется его вязкостью (ВНСС). При этом вязкость фильтрата снижается с ростом температуры, что приводит к увеличению скорости фильтрации. При этом выбор значений ВНСС жидкости, позволит сократить глубину проникновения жидкости в пласт и сохранить его коллекторские свойства. Опыт эффективного взаимодействия нефтегазовых и сервисных компаний в реализации таких работ, может быть успешно распространен в различных условиях бурения, а применение современных подходов к бурению, заканчиванию, освоению и капитальному ремонту скважин сможет сыграть большую роль в повышении эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений России. ЖИДКОСТИ ПЕРФОРАЦИИ И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН Даже в случае сколь угодно совершенных буровых растворов, использовавшихся в процессе первичного вскрытия пласта, необходимо не забывать о том, что неграмотный выбор перфорационной среды и технологических мероприятий в процессе вторичного вскрытия может полностью перечеркнуть все усилия и затраты, направленные на сохранение продуктивных свойств коллектора и привести к существенному падению производительности скважин. Применение буровых растворов или других жидкостей заканчивания и КРС, содержащих твердую фазу (особенно глину или утяжелитель) при проведении кумулятивной перфорации наносит существенный ущерб проницаемости призабойной зоны и должно быть полностью исключено из технологических регламентов. Вместо этого необходимо использование специализированных перфорационных жидкостей, подобранных с учетом характеристик коллектора, термобарометрических условий и технологии не только самой перфорации и технологии вызова притока, но и дальнейшей эксплуатации скважин. Наибольшее распространение в зарубежной практике получили перфорационные жидкости на основе растворов или рассолов различных солей. Этот выбор был обусловлен как рядом фундаментальных и лабораторных исследований, так и большим опытом применения различных перфорационных сред. Несмотря на кажущуюся простоту данного решения, за грамотным применением таких растворов, для обеспечения действительно качественного вторичного вскрытия, стоит целый ряд технологий, инженерных приемов и «ноу-хау». Это включает в себя как фильтрацию таких растворов и необходимое для этого оборудование и материалы, так и грамотный выбор состава, плотности и температуры кристаллизации такого раствора. В отдельных случаях может потребоваться дополнительное использование специализированных технологий. Для грамотной замены бурового раствора на перфорационную жидкость необходимо использование специальных буферных жидкостей и программного обеспечения, предназначенного для расчета режимов течения, объемов и характеристик таких растворов, режимов их закачки. При заканчивании скважины происходит ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта в результате проникновения твердой фазы и фильтратов жидкости заканчивания в призабойную зону пласта (ПЗП), а также необратимых физико-химических, баротермических и др. процессов взаимодействия их с пластовыми флюидами и породообразующими минералами пласта. Это приводит к снижению фильтрационных характеристик нефтегазовых коллекторов вследствие закупорки набухающими глинистыми частицами и продуктами взаимодействия фильтратов буровых технологических жидкостей с пластовыми флюидами и породой пласта, блокирования водонефтяной эмульсией, кольматации порового пространства твердой фазой промывочной жидкости. Поэтому контроль фильтрации жидкости заканчивания является одним из ключевых вопросов проектирования и заканчивания скважины. Современные полимеры, применяемые для контроля реологических и фильтрационных свойств жидкостей заканчивания. Получить жидкости заканчивания, отвечающие жестким требованиям, предъявляемым к ним, невозможно без применения современных полимерных материалов, таких как биополимеры, полианионная целлюлоза, производные крахмала и др. Жидкости заканчивания, обработанные высокомолекулярными полимерами, проявляют вязкоупругие свойства, заключающиеся в способности к обратимым деформациям и релаксации напряжений. Усиление вязкоупругих свойств жидкостей заканчивания существенно снижает скорость фильтрации жидкости в продуктивный пласт, способствуя сохранению его коллекторских характеристик /2, 12/. Как правило, измерение вязкоупругих свойств растворов требует применения дополнительного оборудования /12, 19/. В практике контроля свойств жидкостей заканчивания, обработанных полимерами, в отрасли применяют термин ВНСС – вязкость при низких градиентах скорости сдвига. В промысловой практике ВНСС обычно определяют с помощью вискозиметра Brookfild модели LVDV II+, OFITE модели 900 или аналогичных. Прогнозирование значений эффективной вязкости при низких градиентах скорости сдвига необходимо для контроля фильтрации жидкости заканчивания в продуктивный пласт с целью сохранения его коллекторских свойств. На рисунке 3 приведены градиенты скорости сдвига в пласте с пористостью 16,5 % при скорости фильтрации 10 м3/сут в 215,9-мм горизонтальном участке длиной 295 м, определенные согласно рекомендациям /11, 19/. Так как на первом этапе фильтрации жидкость фильтруется в радиальном направлении от ствола скважины, скорость фильтрации снижается и, как показано на рисунке 3, значения градиентов скорости сдвига значительно снижаются с увеличением расстояния от скважины. Рисунок 3 Градиенты скорости сдвига в околоскважинной зоне пласта при фильтрации жидкости Глубина проникновения фильтрата, на которой скорости сдвига уменьшается и эффективная вязкость возрастает до величины, препятствующей дальнейшему проникновению фильтрата, зависит как от характеристик пласта, так и от свойств добавки-загустителя. Таким образом, соответствующий выбор значений ВНСС позволит сократить глубину проникновения фильтрата в пласт и сохранить его коллекторские свойства. Поэтому прогнозирование значений ВНСС жидкости в забойных условиях является важным инструментом для контроля фильтрации жидкостей заканчивания в проницаемые пласты. На рисунке 4 схематично показано влияние снижения градиента скорости сдвига на эффективную вязкость при удалении от ствола скважины. Рисунок 4 Уменьшение градиента скорости сдвига при фильтрации жидкости в пласт Таким образом, следуют выводы о необходимости: ● минимизации дифференциального давления, создаваемого промывочной жидкостью, давления циркуляции и поршневания; ● применения достаточного объема пачки жидкости для достижения необходимого уровня контроля фильтрации. Если жидкость начала течь (фильтроваться), то в результате ценной реакции она может быть потеряна в пласт. При увеличении скорости фильтрации, эффективная вязкость снижается, и, соответственно, величина фильтрации возрастает при увеличении скорости фильтрации и т.д. Как показано на рисунке 4 для рассмотренных величин фильтрации, глубина проникновения пачки в пласт составляет 0,5-1,5 м. Таким образом, для этого потребуется пачка в объеме 0,1-0,8 м3/м интервала контакта жидкости с пластом. С повышением забойной температуры меняются реологические свойства жидкости заканчивания. Поэтому для расчета потерь давления на трение в стволе скважины, определения эквивалентной плотности при циркуляции и свойств жидкости заканчивания, обеспечивающих низкие величины фильтрации (ВНСС) в забойных условиях необходимо определять свойства жидкости в забойных условиях. На рисунке 5 показано снижение величины ВНСС с увеличением температуры. Рисунок 5 Влияние температуры на вязкость при низких градиентах скорости сдвига Т.к. с увеличением температуры эффективная вязкость снижается, то требуется повышенный расход реагентов-структурообразователей для создания требуемой величины ВНСС в забойных условиях для обеспечения предотвращения потерь жидкости в пласт. Проведенные исследования показывают необходимость минимизации дифференциального давления, создаваемого промывочной жидкостью или жидкостью заканчивания, а также давления циркуляции и поршневания для достижения требуемого уровня контроля фильтрации. Если жидкость начала течь (фильтроваться), то в результате цепной реакции она может быть потеряна в пласт. При увеличении скорости фильтрации, эффективная вязкость снижается, и, соответственно, величина фильтрации возрастает и т.д. Для проявления эффекта снижения градиента скорости сдвига с удалением от ствола скважины с целью увеличения эффективной вязкости, позволяющей обеспечить контроль фильтрации, необходимо использовать достаточно большой объем высоковязкой пачки. К сожалению, не всегда возможно предсказать значения необходимого объема, т.к. точные профили фильтрации и проницаемости неизвестны. Следовательно, в практических условиях для предотвращения потерь жидкости заканчивания в пласт рекомендуется увеличивать величину ВНСС.