Осложнения в процессе бурения

 

5. Добавление гидрофобизующих агентов  снижает коэффициент трения точно так же, как и добавление повышающих смазывающую способность водорастворимых агентов.

 

 

 

Кольматация ПЗП

 

Одним из важнейших факторов, влияющих на процесс кольматации и качества вскрытия продуктивного пласта, является содержание твердой фазы в растворе, ее тип, концентрация, соотношение размеров пор породы и частиц. Основным фактором, влияющим на проницаемость и продуктивность скважин, является загрязнение призабойной зоны пластов твердыми частицами. Подтверждается это лабораторными исследованиями.

Наибольшее загрязняющее воздействие на призабойную зону пласта оказывает тонкодисперсная глинистая составляющая твердой фазы. Связано это с высокой дисперсностью и адгезионной активностью глинистых частиц, что позволяет им проникать даже в узкие поровые каналы и осаждаться на их стенках. Глубина проникновения глинистых частиц в высокопроницаемые песчаные коллекторы (от 100 до 1000 · 10¹⁵ м²) составляет 45 см., а в низкопроницаемые (менее 200 · 10¹⁵ м²) - 2-3 см. Установлено, что, во-первых, проникновение глинистых частиц происходит даже при очень небольшой проницаемости (1-10·10¹⁵ м²),           во-вторых, с увеличением проницаемости образцов степень загрязнения твердой фазой увеличивается, а жидкой фазой – уменьшается. Таким образом получается, что наиболее безопасными для продуктивных пластов могут быть растворы с низким содержанием глинистой фазы, обработанные высокополимерными реагентами.

В результате промысловых  испытаний было установлено, что  использование безглинистого раствора повысило качество вскрытия продуктивных пластов, ускорило освоение скважин, в частности по всем скважинам, пробуренным с промывкой таким раствором получены дебиты, близкие к потенциальным, коэффициент восстановления проницаемости более 70%, диаметр зоны проникновения 0,5 м, в то время как при использовании глинистого раствора коэффициент восстановления проницаемости не превышает 30%, а диаметр зоны проникновения составляет 1,7 м. Однако уменьшение содержания глины в растворе не всегда приводит к положительному результату. Для устранения отрицательного действия этого раствора на продуктивные породы его необходимо модифицировать вводом небольшого количества (1-2%) асбеста и гидрофобизирующих и ингибирующих добавок. 

Таким образом, можно сказать, что, правильно подбирая состав твердой  фазы раствора можно снизить загрязнение  продуктивных пластов твердыми частицами. Для этого необходимо подобрать такой состав твердой фазы раствора, который позволил бы создать на стенках скважины тонкую прочную фильтрационную корку и минимальную зону внутрипоровой кольматации в приствольной части. Подбирая оптимальные в условиях вскрытия продуктивных пластов концентрацию, размер частиц и вещественный состав твердой фазы можно добиться желаемого результата.

 

Влияние состава  и свойств буровых растворов  на фильтрационные процессы при формировании зон кольматации.

 

Установлено, что проникновение  бурового раствора и его фильтрата  в пласт-коллектор может происходить  в три этапа: опережающее проникновение раствора под режущую корку инструмента; радиальная фильтрация во время образования глинистой корки, зоны кольматации и зоны проникновения; радиальная фильтрация через глинистую корку и зону кольматации. Очевидно, что формирование зон кольматации определяется всеми этапами фильтрации. Однако, решающее значение имеет второй этап, так как именно от него зависит качество формирующихся зон кольматации, а значит и дальнейшее освоение скважины.

 

Влияние гипана.

 

В последнее время для вскрытия продуктивных пластов очень часто применяются полимерные буровые растворы на основе акриловых полимеров и, в частности, гипана. Связано это с тем, что полимерный буровой раствор с низким содержанием твердой фазы способен образовывать низкопроницаемые полимерные пленки на поверхности фильтрации, которые препятствуют проникновению раствора в пласт.

Исследование процесса фильтрации такого раствора по единичной трещине показало, что при увеличении содержания гипана в растворе происходит резкое уменьшение скорости фильтрации, причем скорость фильтрации полимерного раствора на основе гипана значительно ниже скорости фильтрации глинистого раствора, не обработанного полимерными реагентами.

Таким образом полимерный буровой раствор на основе гипана может быть эффективным только в случае низкопроницаемого коллектора. В таком коллекторе увеличение концентрации гипана до приведет к образованию низкопроницаемой зоны кольматации, имеющей небольшую глубину, так как при низкой проницаемости трещины и низкой скорости фильтрации раствор не сможет проникать глубоко в продуктивный пласт. Наряду с этим низкие гидравлические сопротивления позволят облегчить разрушение этой зоны при освоении скважин.

 

Влияние резиновой крошки, обработанной нефтью.

 

При вскрытии продуктивных пластов обработка буровых растворов грубодисперсными наполнителями позволяет в определенной степени положительно влиять на коллекторские свойства пласта. Как правило, в качестве грубодисперсных наполнителей используется карбонатная мука, которая одновременно выполняет функцию утяжелителя. При добавлении таких материалов принудительно снижается содержание коллоидной фазы для предупреждения чрезмерного загустевания бурового раствора. При вскрытии карбонатных коллекторов на площадях Тимано-Псчорской провинции перечень грубодисперсных наполнителей значительно выше, туда входят такие материалы как резиновая крошка, целлофановая стружка, асбест и другие. Применение таких наполнителей связано со вскрытием продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями и опасностью поглощения. На основании анализа бурения с применением выше перечисленных материалов был сделан вывод о перспективности применения резиновой крошки . Особенно это относится к порово-трещинным коллекторам.

Резиновая крошка, являясь гидрофобным материалом способна набухать при контакте с нефтью в порах и трещинах пласта и тем самым необратимо закупоривать его. Объём резиновой крошки при контакте с нефтью увеличивается на 36%, что существенно осложняет её использование в товарном виде для вскрытия продуктивных пластов. Интенсивное набухание резиновой крошки происходит в течении первых 7-10 минут, в дальнейшем изменения её объёма не происходит. Отрицательное воздействие этого наполнителя можно избежать, если вводить его в раствор, предварительно обработав нефтью. Добавление к полимерному раствору резиновой крошки, предварительно обработанной нефтью, раскрытость трещины, при которой начинается фильтрация раствора увеличивается до 0,03 мм. Причем, при меньшей раскрытости трещины не происходит движения жидкости даже с разделением фаз, то есть, манометр, установленный на приемной ёмкости прибора не фиксирует изменения давления. Это явление наблюдается даже при небольшом содержании резиновой крошки в растворе (1%), и при увеличении её концентрации раскрытость трещины, при которой начинается фильтрация раствора не изменяется.

Находящаяся в растворе резиновая  крошка способствует образованию непроницаемой зоны кольматации для пласта с раскрытостью трещин до 0,03мм.  создаёт сопротивление течению раствора при раскрытости трещин больше 0,03мм

 

Влияние известняковой мука.

 

При добавлении к раствору, обработанному гипаном, известняковой муки (20%) манометр приемной емкости прибора начинает фиксировать изменение давления начиная с раскрытости трещины 0,02 мм. Это говорит о том, что при раскрытости трещины менее 0,02 мм образуется зона поверхностной кольматации. Таким образом, зона кольматации в присутствии набухшей в нефти резиновой крошки может формироваться даже при очень высокой раскрытости, что никогда нельзя получить при использовании известняковой муки. При этом гидравлические сопротивления трещины при использовании известняковой муки значительно превышают сопротивления при использовании резиновой крошки. Всё это говорит о том, что при низкой проницаемости карбонатного коллектора полимерный раствор, обработанный известняковой мукой способен образовывать гораздо более прочную и менее проницаемую зону кольматации, чем растворы, обработанные модифицированной резиновой крошкой.        Это связано с поверхностными свойствами обработанной нефтью резиновой крошки. На её поверхности образуется пленка нефти, которая обладает смазывающими свойствами и уменьшает сцепление между частицами. Всё это снижает гидравлические сопротивления и уменьшает прочность образовавшейся зоны кольматации.

При фильтрации полимерного раствора, обработанного известняковой мукой  по трещине, имеющей не большую раскрытость до 0,03 мм наблюдается очень низкая скорость фильтрации, при высоких гидравлических потерях и сопротивлениях. Это может оказать положительный эффект, так как, образующаяся зона кольматации, будет иметь небольшую глубину. Однако, при этом возникает необходимость соляно-кислотной обработки при освоении скважины, Гидравлические сопротивления также снижаются, но при этом остаются более высокими, чем у других исследованных типов растворов. При введении в полимерный раствор известняковой муки на стенках трещины образуется глинистая корка несколько большей толщины, чем у исходного полимерного раствора.

Всё это снижает диапазон применения известняковой муки по сравнению с резиновой крошкой, которая эффективна до раскрытости трещины 2 мм, сохраняет фазовую проницаемость для нефти, легко отмывается при вызове притока и не требует соляно-кислотной обработки.

 

Влияние КМЦ.

 

На гидродинамические характеристики при фильтрации растворов, обработанных КМЦ, оказывает его концентрация в растворе. При увеличении концентрации КМЦ в растворе от 0,2 до 0,4% происходит увеличение скорости фильтрации от 0,045 м/с до 0,086 м/с и снижение гидравлических потерь давления. Далее при увеличении содержания КМЦ от 0,4 до 1% в растворе происходит резкое снижение скорости фильтрации и увеличение гидравлических потерь и сопротивлений. С увеличением раскрытости трещины влияние концентрации на гидродинамические характеристики уменьшается и при раскрытости 0,09 мм совсем исчезает.

Из данных промыслового анализа установлено, что наиболее эффективная концентрация КМЦ для сохранения продуктивных свойств паста находится в пределах 0,25 - 0,75%. В скважинах, где содержание КМЦ в растворах находилось в пределах этих концентраций получены наибольшие притоки нефти при наименьшей депрессии на пласт, а наименьшая минимальная депрессия на пласт при вызове притока была установлена в скважине, где содержание КМЦ в растворе составляло 0,5%. В пределах этих концентраций образуется зона кольматации, которую легче разрушить.

 

Таким образом можно сделать следующие выводы:

 

1)  На качество вскрытия порово-трещинных  коллекторов влияет совокупность  компонентов,  входящих  в состав бурового раствора

 

2)  При вскрытии порово-трещинных  коллекторов желательно применение полимерных растворов, обработанных наполнителями.

 

3)  В пластах с пониженными  пластовыми давлениями использовать  резиновую крошку.

 

4) Резиновую крошку использовать  после предварительной обработки её нефтью в соотношении 1 : 2,7.

 

5)  Преимущество резиновой крошки, обработанной нефтью, заключается в гом, что она позволяет создать благоприятную зону кольматации при вскрытии пластов даже с очень высокой раскрытостью трещин, сохранить фазовую проницаемость для нефти, а также не требует соляно-кислотной обработки при освоении скважин.

 

7)   Применение  известняковой   муки  в  качестве  наполнителя   для вскрытия продуктивных пластов  позволяет создать благоприятную  зону кольматации при раскрытости  трещин не более 0,08 мм.

 

8) Если диаметр частиц наполнителя  больше раскрытости трещин в  1,8-2 раза, происходит образование зоны поверхностной кольматации, а если соотношение диаметра частиц наполнителя и раскрытости трещины находится в диапазоне 0,55 Dт.ф.< h < 1,65 Dт.ф., происходит образование зоны внутрипоровой кольматации.

 

9)  При фильтрации без разделения фаз увеличение пластической вязкости раствора приводит к ухудшению продуктивных свойств пласта вследствие увеличения гидравлических сопротивлений.

 

 

 

 

6.  Литература:

 

1. Дж. Р. Грей, Г.С.Г. Дарли «Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей)»

    Москва, Недра, 1985. 509 с.

 

2. Уляшева Н.М., Михеев  М.А. Техника и технология отрасли.  Методические указания. – Ухта : УИИ, 1997. – 49 с., ил.

 

3. А.К. Самотой «Прихваты колонн при бурении скважин»

    Москва, Недра, 1984 – 204 с.

 

4. Диссертационные материалы Е.Е. Петракова

    Ухта 2000, – 181 с.