Кольматация. Требования к управлению ею
Кольматация – это процесс искусственного внесения или естественного проникновения пылеватых, коллоидных, глинистых и других твердых частиц, а также микроорганизмов в трещины и поры горных пород, в фильтры дренажных выработок и очистных сооружений, что способствует снижению их проницаемости.
Эффективность сооружения скважин на нефтяных и газовых месторождениях зависит от их продуктивности, продолжительности их высокопродуктивной работы и сохранения коллекторских свойств пласта. В последнее время проблема сохранения продуктивности скважины значительно возросла из-за активной разработки месторождений, которые обладают залежами со сложной структурой и продуктивными пластами с низкой проницаемостью.
Физико-химическая природа процесса кольматации скважин очень сложная, так как в данном явлении пересекаются процессы гравитации и адгезии относительно крупных взвешенных частиц, сорбция растворенных солей в воде и коагуляция коллоидов. Процесс кольматации можно разделить на следующие этапы:
- Уменьшение проницаемости из-за проникновения твердых частиц в поровое пространство.
- Закупоривание проницаемой горной породы сопровождающееся образованием на ней фильтрационной корки.
Совершенствование и разработка новых способов кольматации и закупорки проницаемых пластов во время их бурения должны соответствовать определенным требованиям. Процесс кольматации стенок скважин должен быть управляемым. Период существования кольматационной зоны может быть ограничен временем цементирования, эксплуатации и освоения скважины для интервала продуктивного пласта. Также такой период может быть более продолжительным для интервала залегания других пластов, которые содержат в себе агрессивные флюиды. При маленьких периодах закупорки приствольной зоны кольматационный слой должен образовываться из материалов, которые могут быть легко удалены химическим раствором или другими способами. Кольматационный слой стенок в продуктивном пласте должен обеспечивать сохранение коллекторских свойств, предотвращая проникновение бурового раствора, его твердых частиц и фильтрата на большую глубину, а также обеспечивая надежную изоляцию между продуктивными и водоносными пластами.
Промывочные жидкости для управляемой кольматации
Промывочная жидкость – это многокомпонентная дисперсная система различных жидкостей (суспензионных, аэрированных, эмульсионных) , используемая для промывки скважин во время бурения.
Во время бурения скважин формируется зона кольматации. Для эффективного управления процессом кольматации используются жидкости на полисахаридов. Преимуществом таких жидкостей перед другими заключается в их способности к биологической и химической деструкции (разрушение), благодаря чему становится возможным обеспечение удаления и разрушения кольматационного слоя, который образуется во время бурения, что способствует практически полному восстановлению коллекторских свойств разбуриваемого пласта. Разработана и успешно применяется технология изготовления полисахаридных жидкостей с применением ингибиторов термоокислительного разрушения. К таким ингибиторам относятся: формиат калия, водорастворимые силикаты, формиат натрия, бораты щелочных металлов.
Также разработаны комплексные реагенты, которые содержат в себе гидрофобизирующие добавки на основе неионогенного поверхностно-активного вещества и калиевых солей жирных кислот. Использование данных реагентов является гарантом сохранения всех полезных свойств полисахаридных жидкостей (реологических и фильтрационных) при температуре эксплуатации от 90 до 1800 градусов по Цельсию в течении долго времени (до 45 суток). На их основе разработаны следующие промывочные жидкости (буровые растворы):
- Полимер-эмульсионный буровой раствор, предназначенный для бурения непродуктивного интервала.
- Буровой раствор на основе полисахаридов для вскрытия продуктивных пластов.
- Безглинистый буровой раствор ББР-СКП.
- Полимер-эмульсионный буровой раствор эмулгель
- Безглинистый буровой раствор реогель.
- Утяжеленные буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов.
Как показывает практика, использование на нефтяных и газовых месторождениях полисахаридных жидкостей при бурении нагнетательных, наклонно-направленных, горизонтальных и вертикальных скважин, имело положительные результаты. Низкие фильтрационные свойства и высокие ингибиторные характеристики делают возможным сохранение устойчивости стенок ствола скважины в течении всего периода бурения. Способность таких жидкостей к поддержанию реологических свойств пласта, стала причиной высоких удерживающей и выносной способностей, что в свою очередь позволяет практически полностью исключить осложнения, возникающие при зашламлении. Вскрытие продуктивных пластов может осуществлять без остановок, так как эти жидкости, почти всегда, совместимы с буровыми растворами, используемых при вскрытии пласта.
