Тема 4 Первичное вскрытие продуктивных пластов

Тема 4. : Первичное вскрытие продуктивных пластов. Количество часов: Лекционных 6 Практических занятий 2 Литература. 1. 2. 3. Подгорнов В. М. Заканчивание скважин Учебник для вузов, М. , «Недра» , 2008, часть 1 Крылов В. И. , Крецул В. В. Методические указания по выбору промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов. Учебное пособие. М. , РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2002. Зозуля Г. П. , Белей И. И. , Уросов С. А. Влияние фильтрационных свойств буровых и тампонажных растворов на качество вскрытия и разобщения нефтегазовых пластов. , М. , ИРЦ Газпром, 1997 (обз. информ. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин) 80 с

Принципиальные положения: • Высокие эксплуатационные качества – основа эффективности строительства скважины. Затраты на достижение высоких эксплуатационных качеств скважины компенсируются в процессе эксплуатации скважины (высокими дебитами, простотой и низкой периодичностью ремонтных работ и т. п. . ). • Определяющий критерий качества скважины –гидродинамическое совершенство ПЗС. Если нет гидродинамической связи с пластом, то другие критерии не имеют значения (герметичность ствола и обсадных колонн, пространственное положение и др. ). • Используемые технические средства и реализуемые технологические приёмы должны соответствовать единой стратегии. Либо в процессе строительства скважины сохраняется гидродинамическая связь скважина –пласт, либо на период строительства скважины продуктивная толща временно изолируется от ствола скважины с последующим восстановлением гидродинамической связи при освоении скважины.

Эксплуатационные качества скважин • • Уровень гидродинамического совершенства призабойной зоны скважины, определяющий продуктивность или приемистость скважины; Конструкция и состояние скважины и её призабойной зоны (герметичность крепи; загрязнение, деформация и разрушение коллектора; физико химические процессы в коллекторе; распределение фаз в ПЗП); Пространственное положение ствола скважины: Работоспособность скважины (устьевого оборудования, обсадных колонн, ствола), которая нарушается при: . - негерметичности устьевого оборудования, обсадных колонн и тампонажного камня; - перетоках между пластами и притоках из непродуктивных пропластков. Эксплуатационные качества скважины закладываются при проектировании и формируются на этапе ее заканчивания. Объективно судить о качестве законченной строительством скважины можно при наличии количественно измеряемых показателей

Заканчивание скважин открытым (А) и обсаженным (Б) стволами. А Б В случае заканчивания открытым стволом спуск и цементирование эксплуатационной колонны или хвостовика производятся в покрывающей породе, а ствол скважины оставляется открытым коллектору. Фильтрующая поверхность 0, 5 м 2 / п. м. В случае заканчивания обсаженным стволом перфорационные каналы обеспечивают селективную связь между продуктивным пластом и стволом скважины, а также служат протоками для закачки рабочей жидкости проведении кислотных обработок и операций по гидроразрыву пласта. Фильтрующая поверхность при плотности 12 отв/п. м = 0, 04 м 2 /п. м. Скин-фактор положительный за счёт фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне ствола скважины.

Стратегии заканчивания Принципиально существуют две стратегии заканчивания скважин: 1. Репрессионная стратегия заканчивания, которая реализуется с использованием традиционного оборудования и бурильного инструмента при условии нормативного превышения давления на забое скважины над пластовым. 2. Равновесная и депрессионная –стратегия заканчивания, которая реализуется при наличии специального оборудования или бурильного инструмента при условии, что давление на забое скважины равно или меньше пластового. Комплекс технологий заканчивания скважин должен соответствовать стратегии заканчивания.

Репрессионное вскрытие продуктивных пластов Мероприятия для снижения загрязнения ОЗП Сохранение естественного состояния ПЗП за счёт использования буровых растворов не загрязняющих коллектор. Гидродинамическая разгрузка ПЗС за счёт оптимизации режима циркуляции бурового раствора или локального снижения давления на забое скважины (напр. , струйным насосом). Формирование изолирующего экрана на стенках скважины в ПЗП за счёт принудительной кольматации, который при освоении пласта: вариант а) преодолевается перфорационными каналами или искусственными трещиннами; вариант б) разрушается физическими воздействием или реагентной обработкой и вымывается потоком пластовых флюидов.

БЛОК-СХЕМА РЕПРЕССИОННОГО ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ Репрессия на забое скважины Крепление ствола скважины выше продуктивной толщи Вскрытие бурением продуктивной зоны без противодавления бурового раствора на выходе из скважины Технологические операции, реализация которых должна осуществляться с учётом воздействия на ПЗП Технологические операции, реализация которых может осуществляться при забойном давлении равном или меньшим пластового Вынужденное направление процесса Крепление ствола скважины, включая продуктивную зону Оборудование призабойной зоны скважины, в соответствии с проектной конструкцией забоя Вторичное вскрытие (перфорация) Обработка призабойной зоны перед вызовом притока Вызов притока. Исследование скважины Сдача скважины заказчику

При репрессионной стратегии вскрытия пласта бурением определяющими являются: • Состав и свойства раствора. • Гидравлическая программа циркуляции. Требования, предъявляемые к жидкостям для репрессионной стратегии заканчивания скважин. 1. Соответствие плотности жидкости принятой стратегии заканчивания. 2. Возможность вымывания твёрдой фазы из ПЗП или удаления химическими обработками. 3. Предотвращать набухание глинистых минералов коллектора. 4. Не увеличивать объёма малоподвижной водной фазы в ПЗП. 5. Снижать капиллярные давления в порах пласта. 6. Не образовывать стойких водонефтяных эмульсий. 7. Не провоцировать химические взаимодействия с горными породами, составляющим коллектор, и с пластовыми флюидами. 8. Обладать термостабильностью при высоких температурах и морозоустойчивостью в зимних условиях. 9. Быть взрывопожаробезопасностными и нетоксичными. 10. Быть технологичными в приготовлении и использовании. 11. Содержать нейтрализатор сероводорода на месторождениях с наличием сероводорода.

Последовательность выбора буровых растворов для вскрытия пластов 1. Плотность жидкости (с учётом коэф. аномальности пластового давления). 2. Состав и дисперсность твердой фазы (в соответствии с принятым вариантом реализации) 3. Состав фильтрата (в соответствии с принятым вариантом реализации) 4. Фильтрационные свойства (оптимальные для конкретных условий). 5. Вязкость и структурно механические свойства (оптимальные для конкретных условий). . 6. Антифрикционные и смазывающие свойства (оптимальные для конкретных условий). 7. Антикоррозионные свойства (оптимальные для конкретных условий). . 8. Экономическая оценка.

Типы буровых растворов для вскрытия продуктивных отложений Газ Пена Аэриров. р-р Углеводородная основа Водная основа Эмульсионные Полимерные без твёрдой фазы Суспензии 0 240 360 720 960 Плотность, кг/ м 3 1200 1440 1680 1920

Углеводородные буровые растворы или инвертные эмульсии • Преимущества. Просты в использовании, но имеют ограничение по минимальной плотности ( 0, 9 г/см 3 при использовании дизельного топлива или 0. 96 г/см 3 для эмульсии). Не увлажняет пласты. Нет скачков и перепадов давления. • Недостатки и проблемы применении. Большая стоимость. Необходимость выполнения экологических правил и законодательства. Утилизация. Нефть или вода образуют в буровом растворе осадки, содержащие кальций

Сравнение результатов исследования внедрения буровых растворов на водной основе (скв. 2 В-4, 2 В-3) и на нефтяной основе (скв. 2 В-1 и 2 В-2) в отложения фации стиллстенд пласта олпайн месторождения Олпайн (Аляска) и восстановления проницаемости: 1 начальная проницаемость для нефти; 2 - конечная проницаемость для нефти. данные М. Эрвин, К. Пирсон и Б. Беньон 2005 г. Продолжительный контакт с раствором на водной основе снижает нефтепроницаемость ПЗП

Состав типового РУО (Крылов В. И. , Крецул В. В. ) 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. Эмульсионная среда дизельное топливо, синтетическое или минеральное масло. Эмульгированная фаза вода, обычно с добавлением 25 35% хлорида кальция для снижения активности и придания игибирующих свойств. Твердая фаза гидрофобизированный (органофильный) бентонит. Используется для дополнительной стабилизации эмульсии, придания реологических и фильтрационных свойств. Эмульгатор высокомолекулярные спирты, жирные кислоты, специальные полимеры, которые образуют мономолекулярный барьер на границе контакта между водой и нефтью и стабилизируют эмульсию предотвращая коалесценцию капелек воды. Известь для поддержания щелочности раствора и нейтрализации сероводорода. Поверхностно активные и смачивающие добавки используются для изменения смачиваемости твердой фазы и стабилизации раствора. Понизитель водоотдачи асфальт, битум или специально модифицированные лигниты помогают улучшить качество фильтрационной корки и придать раствору кольматирующие спосбности. Утяжелитель карбонат кальция, барит или гематит. Карбонат кальция обычно используется РУО для первичного вскрытия продуктивных горизонтов, т. к. позволяет провести дополнительную очистку забоя при помощи кислотной обработки.

Гидрофобизация барита для растворов на углеводородной основе.

В качестве углеводородной основы РУО рекомендуется использовать низковязкое минеральное масло. • • Низкая горючесть, высокая температура вспышки и высокая пожаробезопасность. При использовании для приготовления РУО дизельного топлива придется принимать дополнительные меры по взрывоизоляции всего электрооборудования и оснащению буровой специализированным инструментом и оборудованием для обеспечения безопасного ведения работ из за его пожароопасности. Меньшая летучесть. Дизельное топливо легко испаряется, особенно при нагревании раствора и образующаяся смесь паров и дизельного топлива взрывоопасна и токсична при работе в закрытом помещении. Меньшая токсичность и экологическая опасность. По сравнению с дизельным топливом, минеральные масла содержат гораздо меньше ароматических углеводородов, сернистых и летучих соединений и кратно менее токсичны. Меньшая вязкость. Несмотря на кажущуюся низкую вязкость дизельного топлива, фактическая вязкость как самого ДТ, так РУО, приготовленного на его основе, в 1, 5 2 раза выше, чем минерального масла, особенно при низких температурах. Учитывая климатические условия Западной Сибири, низковязкое минеральное масло поможет заметно расширить температурный диапазон и область применения РУО.

Основные параметры РУО: 1. 2. 3. 4. 5. Водонефтяное отношение. Изменения водонефтяного отношения могут свидетельствовать о водо или нефтепроявлениях. Водонефтяное отношение должно строго поддерживаться согласно принятой рецептуре и плотности раствора. Электростабильность. Прямо характеризует качество и стабильность РУО. У свежеприготволенного раствора не менее 400 В. Снижение электростабильности с одновременным появлением воды в фильтрате явно указывает на недостаток в растворе эмульгаторов и начало разрушения эмульсии. Фильтратоотдача. В нормальных условиях должна отсутствовать. Ппри высокой температуре давлении минимальна. Появление воды в фильтрате является одним из наиболее явных признаков недостатка эмульгатора в растворе. Смачивающие способности. Показатель гидрофобных свойств раствора. Избыток извести. Рекомендуется поддерживать в растворе избыток извести на уровне ~ 8 10 кг/м 3 для поддержания концентрации кальциевых мыл.

Гидрофобно-эмульсионные растворы (ГЭР). Обладая всеми положительными свойствами системы на углеводородной основе (внешняя фаза представлена углеводородной жидкостью), они дешевле и технологичнее приготовлении. Такие растворы обладают достаточно высокой термостойкостью, хорошими антикоррозионными свойствами, высокой агрегативной стабильностью, низкой фильтрацией в пластовых условиях и не ухудшают проницаемости продуктивного коллектора. Состав ГЭР (Токунов В. И. , Саушин А. З. )

Растворы на углеводородной основе и эмульсии II рода Преимущества: – возможность регулирования плотности < 1; – отсутствие свободной воды в фильтрате; – высокие ингибирующие свойства; – смазывающие способности значительно превосходят растворы на водной основе Недостатки: – высокая стоимость; – низкая экологическая безопасность; – сложность мероприятий по утилизации; – проблемы с обеспечением качественного цементирования Компонентный состав обратной эмульсии (ПСК «Буртехнология» ) Дисперсная среда Дизельное топливо, минеральное масло, синтетическое масло Дисперсная фаза Техническая вода Стабилизатор эмульсии Эмулар Структурообразователь (по необходимости) Бентавис А Ингибитор Ca. Cl 2 Карбонатный утяжелитель ККУ М Регулятор фильтрации при высоких температурах Термотрол 19

Биоразлагаемые буровые растворы на синтетической неводной основе Эксплуатационные и экологические характеристи ки РНСО в первую очередь связаны с выбором типа синтетических органических жидкостей, являющихся основой таких растворов и определяющих их техноло гические и токсикологические показатели В области производства синтетических жидкостей, используемых в качестве биоразлагаемой основы РНСО, выделяются три направления при их подборе: 1. Моноолефины — продукты термокаталитической полимеризации этилена. Альфаолефинами фракций С 12 – С 14 и С 16 – С 18 ; Бра (биоразлагаемость в аэробных условиях) = 70 %, БРан (биоразлагаемость в анаэробных условиях) = 53, 1%). 2. Полиальфаолефины (ПАО) — ди тримеры линейных олефинов, в том числе с гидрированной двойной связью. ПАО № 1 — синтетическое углеводородное масло МЦ (гидрированный продукт); ПАО № 2 — маловязкая модификация МЦ; ПАО № 3 — олиготетрадецен; (БРа = 80, 0 %); 3. Сложные эфиры растительных масел и животных жиров, являющиеся основой синтетических топлив и масел. (БРа = 73, 0 %, БРан = 82, 5 %). За рубежом шировое применение получили ацеталь "Hostafluid V 4120" фирмы Hoechst, Германия (БРа = 86, 0 %, БРан = 100, 0 %) и ПАО "Nexbase 2002 S" фирмы Neste, Финляндия (БРа>80 %).

Физико-химические свойства синтетических углеводородов. База для сравнения (дизельное топливо марки Л и минеральное масло — жидкий парафин Мозырьского НТО). Физико-химические свойства синтетических жидкостей соответствуют требованиям, предъявляемым к дисперсионной среде буровых растворов на неводной основе. • Высокие вязкостные характеристики требуют снижения содержания водного компонента в рецептуре раствора. • Высокие температуры вспышки синтетических жидкостей характеризуют повышенную пожаробезопасность растворов на их основе. • Низкие значения поверхностного натяжения сложных эфиров на границе с водой и водными растворами хлорида кальция предполагает высокую агрегативную устойчивость эмульсий на их основе

Система биоразлагаемого бурового раствора РНСО. (разработка НПО «Бурение» и РГУ нефти и газа им. Губкина) РНСО — эмульсионная система, дисперсионной средой которой является синтетическая органическая жидкость класса альфа олефинов, полиальфаолефи нов, сложных эфиров растительных масел и животных жиров, а дисперсной фазой — раствор хлорида каль ция или натрия. Технологические свойства РНСО обеспечиваются комплексом специальных; реагентов, выполняющих роль эмульгаторов, гидрофобизаторов, структурообразователей и понизителей вязкости. В зависимости от вида основного эмульгатора разработаны два варианта рецептур РНСО: РНСО 1 — с использоваием эмульгаторов типа эмультал, оленол и нефтенол НЗ (термостойкость 140 °С); РНСО 2 — с использованием эмульгаторов типа кальциевых мыл высокомолекулярных органических кислот (термостойкость 180 °С).

Влияние добавок бентонитовой глины, морской воды, цемента и извести на показатели свойств РНСО-1 Высокая устойчивость РНСО-1 к воздействию выбуренного шлама и пластовых вод компенсирует высокую первоначальную стоимость РНСО снижением затрат на регулирование его свойств в процессе бурения.

Относительная проницаемость, дарси. Оптимизация состава дисперсионной среды буровых растворов на водной основе Kвозд. = 214 мд Водонасыщенность, доля порового пространства Ограничение фильтрации в пласт, сокращает водонасыщенность ПЗП

Оптимизация состава дисперсионной среды буровых растворов на водной основе Восстановление проницаемости гранулярной образцов (β) в зависимости от состава фильтратов бурового раствора 1 2 3 4 5 6 1 Са. Br 2 1 моль/л; 2 Mg. Cl 2 1 моль/л; 3 Na. Cl 1 моль/л; 4 техническая вода 5 Ca. Cl 2 1 моль/л; 6 Na 2 CO 3 1 моль/л; Начальная проницаемость, мкм 2 Ионный состав водного фильтрата влияет на величину подвижной фазы в ПЗП.

Оптимизация состава дисперсионной среды буровых растворов на водной основе s, м. Нм: 1 – 10, 2 – 20, 3 - 40 Поверхностная активность фильтратов буровых растворов влияет на восстановление проницаемости ПЗП Зависимость КВП от проницаемости пласта и s раствора (по материалам ВНИКр)

Зависимость количества и группового состава остаточных углеводородов в породе от состава фильтратов буровых растворов Перед капиллярной пропиткой в образцах остаточная углеводородная фаза составляла 0, 89 мг/г. (0, 265 мг/г парафино-нафтеновые; 0, 12 мг/г и 0, 135 мг/г легкие и тяжелые араматически; остальное смолы и асфальены) 1 4 11 ПАВ могут существенно изменить насыщенность ПЗП углеводородами (сопоставьте поз. 1; 4 и 11)

Динамика изменения угла смачиваемости на границе нефти с породой при обработке гидрофобизатором (Radiagreen ) 30 с, 43° 2 мин 20 с, 55° 8 мин , 93° 90 с, 48° 6 мин , 63° 10 мин , 138°

Источники гидрофобности • Поверхностно активные вещества (ПАВ) в фильтратах бурового раствора, жидкостях для ремонтных работ и жидкостях обработок. • Ингибиторы коррозии. • Некоторые буровые растворы на нефтяной основе и на основе нефтяных эмульсий. • Катиоинные деэмульгаторы, применяемые при обработке па поверхности ПАВ в бурении: • Эмульгаторы • Диспергаторы • Смачиватели • Гидрофобизаторы • Пеногасители • Модификаторы реологических свойств • Модификаторы смазочных свойств • и т. п.

При использовании для вскрытия продуктивных пластов растворов на водной основе необходимо выбрать ПАВ (поверхностно-активное вещество) по следующим критериям: Не образовывать эмульсии с пластовым флюидом Высокая активность при низких концентрациях Способствовать вытеснению фильтратов буровых растворов в скважину Критерии выбора Совместимость с другими добавками Низкая адсорбция на твёрдой фазе бурового раствора Снижать поверхностное натяжение

Анионные поверхностноактивные вещества Придают песчаникам, глинам гидрофильные свойства Придают гидрофобные свойства известнякам и доломитам Катионные поверхностноактивные вещества • Придают гидрофобные свойства песчаникам или глинам. • Придают гидрофильные свойства или оставляют гидрофильными известняки и доломиты при р. Н ниже ~8. Разрушают эмульсии типа • «вода в нефти» Образуют эмульсии типа «нефть в воде» Рассеивают глинистые или тонкодисперсные силикатные • частицы в воде Придают гидрофобные свойства известнякам и доломитам при р. Н выше ~ 9, 5. Разрушают эмульсии «нефть в воде» . типа • Образуют эмульсию типа «вода в нефти» . • Рассеивают • частицы. Флокулируют глины в воде мелкодисперсные

О С О Б Е Н Н О С Т И И С П О Л Ь З О В А Н И Я

Жидкости на основе растворов солей. Чистые соляные растворы • Пластовая вода (рассолы) — обязательный контроль на совместимость, наличие твердой фазы, эмульсий и т. д. • Морская вода или необработанная местная вода — обычно содержат твердую фазу, нежелательные химические примеси. • Подготовленные рассолы — в чистую пресную воду добавляется количество соли, нужное для поддержания необходимой плотности и стабилизации глин. • Для предотвращения возможного набухания глин в песчаниках применяются следующие растворы • от 2 дo 7% KCl • 6% Na. Cl • от 2 дo 5% Ca. Cl 2 *Вероятность флокуляции • от 2 дo 5% NH 4 Cl

Загустители для рассолов солей • • • Крахмал (полимер) Ксантан (растворы с бактериальным брожением) Гидроксиэтилцеллюлоза Карбоксиметилцеллюлоза Гидрокспропилгуаровая смола Сукциногликан (анионный полисахарид с бактериальным брожением) • Вязкоупругие поверхностно активные вещества Загустители обычно ухудшают эксплуатационные качества пласта

Жидкости на основе растворов солей. Увеличение концентрации Na. Cl до 15 % обеспечивает сохранение пескоудерживающих свойсте растворов. При этом динамическая вязкость составов возрастает незначительно, что важно при выборе технологических жидкостей для промывки забоя скважин

Плотность различных электролитов (по данным ВНИИКр) Стоимость (2008 г. ) Внимание! Пересыщенные рассолы. Хлорид натрия 1, 20 г/см 3 = $57 /м 3 Хлорид калия 1, 18 г/см 3 = $128/м 3 Формиат натрия 1, 32 г/см 3 = $596/м 3 Хлорид кальция 1, 42 г/см 3 = $376м 3 Бромид натрия 1, 53 г/см 3 = $1527/м 3 Формиат калия 1, 57 г/см 3 = $2500/м 3 Бромид кальция 1, 84 г/см 3 = $3990/м 3 Бромид цинка 2, 46 г/см 3 =$8880/м 3 WARP 2, 45 г/см 3 = $4500 /м 3

При использовании растворов солей необходимо: 1. Учитывать изменение плотности раствора в забойных условиях. 2. Учитывать истинную температуру кристаллизации (ИТК). 3. Контролировать р. Н системы и коррозионную активность. 4. Контролировать содержание твердой фазы и состав дисперсионной среды в растворе. 5. Учитывать совместимость с породами, слагающими коллектор, а также с пластовыми флюидами.

Чистота рассолов • Невооруженный человеческий глаз практически не видит частица размером 40 мкм и меньше. • Раствор, содержащий менее 0, 5% частиц размером менее 10 мкм для человека выглядит как «кристально чистый» • 10 м 3 раствора, содержащего 0, 5% твердой фазы =50 литров/130 кг твердой фазы. • Данного количества твердой фазы достаточно для полной закупорки перфорационных каналов длиной 40 метров и плотности перфорации 10 отверстий/ метр.

Влияние высоких давлений и температур на плотности растворов солей. Высокие температуры и давления в стволе скважины снижают значения плотностей рабочих жидкостей, замеренных на поверхности. Вместо репрессии скважина будет находиться при депрессии. Пример. В скважине на забое при остановке промывки на глубине 5500 м установятся температура на уровне нетронутого горного массива. Для создания репрессии 1, 5 МПа при 20 о. С потребуется 16% -й раствор Na. Cl, но при 200 0 С такую репрессию обеспечит 20, 5% раствор Na. Cl.

Жидкость для заканчивания скважин на основе формиата натрия Натриевая соль муравьиной кислоты (формиат натрия) используется как : • • жидкость заканчивания; • • надпакерная жидкость; • • жидкость перфорации; • • жидкость глушения и консервации. ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА • Система совместима с используемыми на нефтяных промыслах полимерами. • Не загрязняет продуктивный коллектор. • Безопасна в эксплуатации. • Основные компоненты производятся в России. • Плотность до 1500 кг/м 3. • Массовая доля формиата натрия не менее 70%. • Температура кристаллизации - минус 30° С. ПРЕИМУЩЕСТВА • Не вызывает коррозии внутрискважинного оборудования. • Предотвращает набухание глин. • Не образовывает осадка при взаимодействии с пластовыми водами. • Значительно сокращает сроки освоения; низкая стоимость. Формиат натрия поставляется в кристаллическом виде (в мешках) или в жидком (в цистернах).

По данным ВНИИКр

Оптимизация дисперсного состава и свойств твёрдой фазы буровых растворов По размеру твердые частицы бурового раствора классифицируются в основном на три класса: коллоидные частицы 2 мкм и меньше; мелкие частицы от 2 до 44 мкм; крупные частицы более 74 мкм. Крупные частицы усиливают абразивный износ бурового оборудования, в особенности опору долот. Большое количество в буровом растворе частиц этого размера способствует снижению механической скорости и проходки на долото. Поэтому механические способы очистки буровых растворов предусматривают отделение в обязательном порядке частиц размером более 74 мкм. Коллоидные частицы вызывают увеличение структуроообразования в буровых растворах. Для его предупреждения желательно, чтобы размер частиц утяжелителя превышал размер коллоидных частиц. Целесообразно, чтобы частицы утяжелителя были меньше 44 мкм, но больше 2 мкм. С ростом концентрации частиц размером менее 2 мкм увеличивается вязкость бурового раствора. Необходимо иметь гранулометрический состав утяжелителя, в котором должно быть минимальное содержание тонкодисперсных фракций.

Оптимизация дисперсного состава и свойств твёрдой фазы буровых растворов обеспечивает формирование тонкой, низкопроницаемой фильтрационной корки на стенках ствола скважины. При выборе кольматирующей фазы, формирующей изолирующий экран на стенках коллектора, учитывается конструкция забоя. Если обсаженный ствол с дальнейшей перфорацией, то гидродинамическое совершенство будет зависеть от эффективности вторичного вскрытия (Lперф > 0, 2 м). Если «открытый» забой, то следует учитывать необходимость удаления кольматационного экрана созданием гидродинамических воздействий, химическим и механическим разрушением. При необходимости расформирования зоны проникновения в ПЗП эффективны неадгезионноактивные и химически растворимые добавки: • карбонат кальция (Са. СОз) , сидерит (Fe. СОз ), целестин (сернокислый стронций Sr[SO 4]) , (растворитель кислота); • тетраоксид марганца (Мn 3 О 4 -плотность 4, 8 г/см 3, средний размер частиц 0, 5 мкм); • окись магния (растворитель -аммониевая соль); • кристаллический хлорид натрия Na. Cl (растворитель -ненасыщенный водный раствор) КАРБОНАТ КАЛЬЦИЯ применяется чаще всего • Широкая доступность • Низкая стоимость • Регулируемый гранулометрический состав • Растворим в кислоте • Обеспечивает низкую липкость корки • Обеспечивает низкое давление отрыва корки

Восстановление проницаемости коллектора β в зависимости от состава твёрдой фазы При объёмной колматации удаление фильтрационной корки не компенсирует ущерб, наносимый продуктивному пласту буровыми растворами • Разрушение фильтрационной корки и очистка зоны кольматации (особенно в случае открытого забоя) одно из условий качественного заканчивания • Тонкодисперсная адгезионноактивная и плохорастворимая твёрдая фаза (глина, барит) наносит максимальный ущерб продуктивному пласту. • Для минимизации ущерба пласту от дисперсной фазы буровых растворов необходимо использовать в качестве твёрдой фазы или добавок кислоторастворимые, неадгезионноактивные материалы оптимальной дисперсности.

КИСЛОТОРАСТВОРИМЫЙ КОЛЬМАТАНТ KK ТУ 5711 013 33911171 2005 Кислоторастворимый кольматант КК - представляет собой природный неорганический наполнитель, получаемый посредством многостадийного измельчения природного мрамора. Предназначен для создания непроницаемых фильтрационных корок, которые изолируют поровые каналы в пластах открытого ствола скважины, обеспечивая защиту продуктивных коллекторов от загрязнения в процессе прокачивания различного рода технологических растворов и жидкостей при бурении, вскрытии пластов, глушении, консервации. Техническая характеристика (KK-71) : Содержание основного вещества Ca. Mg(Ca 2 CO 3), % по массе, не менее 98 %. Растворимость в 15% растворе соляной кислоте, % по массе, не менее 98. Гранулометрический состав, остаток на сетке, не более, % 45 мкм 75 мкм 208 • Кольматирующие и коркообразующие свойства кольматанта стабильны во времени, сохраняют свое действие в течение необходимого времени. • Удаление изолирующих экранов не вызывает затруднений, т. к. практически полностью растворяются в соляной кислоте. • Обеспечивает качественное вскрытие продуктивных пластов.

Сидеритовый утяжелитель выпускается на заводе НПО «Бурение» в соответствии с ТУ 39 00147 180 98.

Кислоторастворимый сидеритовый утяжелитель имеет следующие технологические преимущества: не вызывает необратимую закупорку пор или тещин продуктивных коллекторов; легко удаляется из порового пространства при освоении скважин; обеспечивает плотность буровых растворов до 2, 0 г/см 3; совместим со всеми основными типами буровых растворов и обеспечивает получение необходимой плотности в малоглинистых, гидрогелевых и безглинистых полимерных растворах; позволяет получать буровые растворы с технологичными структурно реологическими показателями; абразивные свойства сидеритового утяжелителя, имеющего оптимальный гранулометрический состав, идентичны абразивным свойствам баритовых утяжелителей и меньше абразивности магнетитовых утяжелителей в 3 4 раза; обладает невысокой стоимостью, недефицитен. Все вышеперечисленные преимущества обусловливают повышение экономической эффективности применении буровых растворов, содержащих сидеритовый утяжелитель, которая складывается из получения дополнительной добычи нефти (газа) за счет повышения начальной продуктивности скважин, сокращения сроков и трудоемкости освоения скважин; повышения качества вскрытия продуктивных пластов; сокращения затрат на буровой раствор в результате более низкой (в 2 3 раза меньше, чем у баритового) стоимости утяжелителя.

Интенсификация кольматации (струйные, вихревые и др. кольмататоры) Схема эжекционного забойного кольмататора. Калибратора спирального ЭЗК-КС Технология закупоривания проницаемых пород с применением кольмататора обеспечивает качественную подготовку ствола скважины к цементированию обсадной колонны путем создания прочного малопроницаемого изоляционного слоя в пристенном слое ствола (7. . . 10 мм), тем самым исключая возможность во допроявления пластов после цементажа и при эксплуатации скважин. Техническая характерист ика ОГМБ 2215, 9 Ресурс работы, ч, не менее. 150 Стойкость 1 комп. очист. элементов, ч. . 30. Диаметр насадок, мм. . 5. . . 7

С х е м а у с т а н о в к и А н а л и з э ф ф д л я о б р а б о т к

Гидроакустическая технология интенсификации кольматации продуктивного горизонта (Патенты «Татнефтепром» и НПФ «Тимурнефтегаз» ) Зависимость степени кольматацни песчаных кернов при статических (1), динамических (2) условиях и при гидроакустическом воздействии (3) во времени

Сравнительные гидроизолирующие и технологические характеристики закольматированных приствольных экранов при управляемом воздействии и без него (по Полякову В. Н. )

Параметры гидромониторной обработки ствола ( по Полякову В. Н. ) 1. Скорость истечения струи из насадки наддолотного переводника (гидромониторного устройства) = 4 Qн/ dн 2 n, м/с, где Qн – подача насоса; dн – диаметр насадки; n – количество рабочих насадок. 2. Сила динамического удара пятна струи на стенку скважины Рд = 2 Fо sin , МПа, где – плотность технологической жидкости, кг/м 3; – скорость истечения жидкости, м/с; Fо – площадь поперечного сечения струи, м 2; – угол между направлением движения струи и плоскостью преграды, град. 3. Динамическое давление пятна струи на стенку скважины Рс = 2/2, МПа 4. Время контакта пятна струи с обрабатываемой поверхностью = dн/ Дс nвр, с, где Дс – диаметр скважины, м; nвр – частота вращения инструмента, с 1 Технологическое требование по реализации объемного расхода жидкости на забое скважины Sоп = Sн/Sд 0, 3, где Sн – площадь отверстий в гидромониторном устройстве, м 2; Sд – площадь отверстий в долоте, м 2.

В практике западных компаний используются специальные материалы: • SOLUFLAKE « чешуйчатый материал на основе карбоната кальция, эффективно снижающий фильтрацию при работе с буровыми растворами на водной, синтетической и нефтяной основах. Материал SOLUFLAKE выпускается в четырех категориях крупности и растворим на 99% в кислоте HCI с концентрацией 10 15%. • CHEK LOSS* PLUS комплексный целлюлозный материал повышенного качества, используемый для снижения фильтрации при бурении в проницаемых зонах. Используется с буровыми растворами на водной или на углеводородной основах.

К о л ь м а т а ц и я п р и з а б о й н о й з о н Афроны это пузырьки воздуха диаметром от 20 до 200 мкм, защищенные двухслойной оболочкой ПАВ с прослойкой загущенной полимерами воды. В отличие от пен, где газовые пузырьки имеют гидрофильную поверхность, поверхность афронов гидрофобна, благодаря чему отдельные афроны могут объединяться в конгломераты, не сливаясь, сохраняя свою структуру в забойных условиях и, обладая упругостью, способны кольматировать практически любые продуктивные или поглощающие пласты. Непроницаемый барьер формируется внутри коллектора. При вызове притока кольматирующий барьер из афронов легко разрушается и полностью удаляется из пласта при депресси от 0, 5 до 1 МПа. 1 м 3 - 700/1000 $

Сравнение пен и афронов (Mi Swaco)

Два варианта действия афронов (по материалам Mi Swaco) • 1 Вариант. Превалирующий размер пор в породе меньше чем диаметр пузырьков афрона. (Индукционный каротаж показывает отсутствие проникновения в пласт). • 2 Вариант. Диаметр пузырьков афрона меньше каналов коллектора. (Индукционный каротаж показывает значительное снижение проникновения, по сравнению с традиционными кольматирующими растворами) При применении афронов зона проникновения за счёт процесса гидравлической фильтрации минимальна. В скважинах, пробуренных с использованием инвертных эмульсий, калиброванных солей, ГПАА KCl, смешанных гидроксилов металлов и других типов растворов, наблюдается пятикратное увеличение зоны проникновения фильтратов по сравнению с афронами.

Биодеструкции высоковязких полисахаридных компонентов буровых растворов ( «Бурение и нефть» , № 6, 2007 г. ) Крахмальный реагент Filter Check, модифицированный бактерицидом, сохраняет реологические свойства водного раствора длительное время (30 суток). Биодеструкция ПАЦ наиболее заметно происходит в течение 10 — 15 суток. Водный раствор Камцел ПАЦ ВВ резко уменьшается (в десятки раз) в течение 15 — 30 суток. Аналогичная ди намика отмечена для Полицелл ПАЦ В. qua Рас R мало изменяются A в течение 20 суток. Результатом энзиматических процессов является упрощение макромолекулы вплоть до деградации Полисахариды состоят из углеводов, а углеводы являются питательной средой для микроорганизмов. Биополимеры состоят из группы глюкозы, образующей главную линейную цепь, и связанных с чередующимися группами, присоединяемыми в виде трехзвенных цепей. Молекулярная масса около 5 млн. Основное различие в строении этих соединений заключается в количестве разветвления (тройное и двойное соответственно); биополимеры имеют на порядок больший молекулярный вес, чем крахмалы и ПАЦ. Биополимеры и крахмалы содержат больше связей, которые подвергаются действию микроорганизмов, поэтому они интенсивнее разрушаются в сравнении с ПАЦ. Ферменты, расщепляющие или трансформирующие гликозидные связи.

Буровые растворы DRIL N компании BAROID для заканчивания и капитального ремонта скважин (Доди Эззат, А. Д. Коэн, 2005 г. ) Системы растворов на водной основе BARADR 1 L N™ — полимерная безглинистая система с карбонатом кальция в качестве кольматанта с подбираемым гранулометрическим составом. BARADRIL MAG™ — система с окисью магния в качестве кольматанта с оптимизированным гранулометрическим составом. Предназначена для приготовления растворов для бурения пластов, кислотная обработка которых приводит к снижению проницаемости. Фильтрационная корка удаляется растворами аммониевой соли. SOLUDRIL N™ — система с кристаллическим хлоридом натрия с оптимизированным гранулометрическим составом в качестве кольматанта и полимерами, обеспечивающими высокие реологические параметры и низкий показатель фильтрации. Предназначена для бурения горизонтальных и вертикальных скважин. Фильтрационная корка удаляется притоком на стадии освоения или промывкой скважины ненасыщенным солевым раствором. Системы растворов на углеводородной основе COREDRIL N™ система на 100% углеводородной (синтетической) основе, содержащая хлорид натрия или карбонат кальция в качестве кольматанта и для обеспечения низкого показателя фильтрации, а также пас сивные эмульгаторы, позволяющие миними зировать загрязнение пласта и снижающие вероятность образования эмульсий, препят ствующих притоку. Пассивные эмульгаторы позволяют сохранять характер смачиваемости породы пласта.

Буровые растворы DRIL N компании BAROID для заканчивания и капитального ремонта скважин (Доди Эззат, А. Д. Коэн, 2005 г. ) Системы растворов без твердой фазы обеспечивающие минимальные нарушения коллекторских свойств пласта. • SHEARDRIL N™ — на основе модифицированного полимера, обеспечивающая высокую механическую скорость бурения. • QUIKDRIL N™ на основе модифицированного биополимера, предназначенного для придания вязкости и структуры. Обеспечивает минимальные потери давления при циркуляции примененяется с гибкими НКТ и бурения скважин малого диаметра. Солевой раствор с высокой плотности и низким содержанием твердой фазы • BRINEDR 1 L N® содержит целлюлозные, полимерные добавки и соли кальция. В качестве кольматанта используется карбонат кальция с оптимизированным гранулометрическим составом. В том случае, когда обработка соляной кислотой нежелательна и приводит к снижению проницаемости, в качестве кольматанта может быть использована окись магния, фильтрационная корка, которого удаляется растворами аммониевой соли.

В практике заканчивания и капитального ремонта скважин применяют три основных метода очистки ПЗС: • "естественная" очистка или «самоочистка» за счёт интенсивного притока из пласта; • химическая обработка; • физико механические способы очистки. Химические способы включают: • обработку с целью удаления полимерных составляющих фильтрационной корки; • очистку ПЗС путем разрушения структуры фильтрационной корки растворением наполнителя (карбонаты, соли и т. п. ) фильтрационной корки; • удаление полимерных составляющих и твердых частиц. Обычно химическая обработка используется для удаления фильтрационной корки, когда оборудование ПЗС уже находится в стволе скважины, поэтому оборудование должно быть защищено от коррозионного воздействия. Средства доставки растворов разрушителей корки может быть специальное промывочное устройство (труба), гибкая или обычная колонна НКТ, изолирующие остальное оборудование с помощью промывочных манжет, которые позволяют доставить жидкость очистки в необходимое место.

Реагенты для разрушения фильтрационной корки 1, кислотные реагенты (действие на все поверхности). 2. специальные добавки брейкеры для удаления непосредственно фильтрационной корки. Создаваемые буровым раствором на стенках ствола скважины фильтрационные корки, особо при заканчивании горизонтальных скважин, создании гравийного фильтра и при обработках пластов, являются существенным гидродинамическим барьером (их проницаемости на 1 -2 порядка ниже проницаемости коллектора). Применение кислотной обработки требует добавления ингибиторов коррозии металлических поверхностей подземного оборудования и инструментов. Ингибитор коррозии чаще всего адсорбируется на фильтрационной корке, ухудшая ее растворимость при химической обработке и снижает эффективность кислотной обработки. Агенты замедленного действия эффективно удаляют фильтрационную корку при заканчивании скважины с необсаженным стволом и в скважинах с гравийным фильтром применяются на этапе очистки длинных горизонтальных скважин и не оказывают отрицательного воздействия на интенсификацию притока нефти к скважине, сохраняя естественную трещиноватость пласта. Системы брейкеров (агентов замедленного действия для разрушения глинистой корки) более эффективны по сравнению с системами кислотных обработок. Раствор брекеров с продолжительным временем реакции способствует достижению последующих высоких дебитов скважины за счет равномерной обработки на протяженности всего ствола, в т. ч. и на участках с различной проницаемостью.

Химическая очистка ПЗС В общем случае при выборе раствора для химической очистки ПЗС необходимо учитывать следующее: • экологическую безопасность и токсичность реагентов, • коррозионная активность; • скорость реакции растворов разрушителей; • вероятность загрязнения коллектора продуктами реакции.

Образование кислоты в скважине Полный охват продуктивной зоны можно осуществить, применив метод образования кислоты в скважине, согласно которого кислоту можно доставить в любое место в скважине. Подобный метод обработки пласта при заканчивании скважины в большей степени способствует росту добычи, чем традиционные системы разрушения корки. Кроме того, предлагаемый продукт уменьшает риск неблагоприятных последствий, поскольку способ прост в применении и не вредит экологии.

Разлагающиеся материалы с выделением газа 1. Раствор карбамида (мочевины), который разлагается на углекислый газ и аммиак при температуре 150ºС по реакции: CO(NH 2)2 + H 2 O = 2 NH 3↑ + СО 2↑ (тонна карбамида разлагается на 746, 6 м³ аммиака и 373, 3 м³ СО 2 в нормальных условиях). 2. Термическое разложение углекислого аммония, добавляемого к закачиваемой в нефтяной пласт воде, на диоксид углерода и аммиак при температуре 58, 5°С по реакции: (NH 4)2 CO 3 = 2 NH 3 + ↑ СО 2 + Н 2 О Выделяющиеся газообразные продукты разложения аммиак и диоксид углерода растворяются как в закачиваемой воде, так и в нефти, вследствие чего в пласте действуют механизмы щелочного и углекислотного вытеснения.

Гидросистема Требования к проектированию гидросистемы: • Гарантия эффективной работы забойного гидравлического двигателя и очистки забоя • Обеспечение вертикальной транспортировки выбуренной породы в кольцевых зонах • Поддержание устойчивости ствола скважины и сведение до минимума повреждений пласта • Обеспечение работы в пределах ограничений по потерям давления в трубах и в наземном оборудовании. Оптимизация гидравлической программы промывки важнейшее условие качественного вскрытия продуктивного пласта бурением включает: 1. Выбор плотности промывочной жидкости в соответствии с принятой стратегией вскрытия. 2. Определение величины подачи буровых насосов, необходимой для удовлетворительной очистки забоя, нормальной работы гидравлических забойных двигателем, транспортировки шлама породы на дневную поверхность, а также — при необходимости — для кольматации стенок скважины в продуктивном пласте, 4. Выбор числа и диаметра гидромониторных насадок в долотах (и в специальном наддолотном переводнике в случае струйной кольматации стенок скважины). 5. Оценка гидравлических потерь в циркуляционной системе скважины и необходимой гидравлической мощности буровых насосов.

Ргд Ргс Р∑ Гидравлическая программа вскрытия Для того, чтобы свести к минимуму проникновение фильтрата промывочной жидкости в продуктивный пласт и его загрязнение, а также для предотвращения размыва стенок скважины на участках, сложенных слабо сцементированными породами, желательно при промывке поддерживать в кольцевом пространстве ламинарный режим течения и невысокую скорость восходящего потока (достаточную для удовлетворительной транспортировки частиц разбуренных пород на дневную поверхность).

Гидродинамическая разгрузка ПЗС с применением ЭЖГ

Вопросы для самопроверки и контроля 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. Варианты стратегии вскрытия продуктивных пластов. Варианты реализации репрессионной стратегии вскрытия. Управление свойствами и состава дисперсионной среды растворов для репрессионного вскрытия пластов. Управление свойствами и состава дисперснной фазы растворов для репрессионного вскрытия пластов. Реагенты для разрушения фильтрационных корок. Влияние химических реагентов на проницаемость ПЗП. Гидродинамическая репрессия на ПЗС. Что такое гидродинамическая разгрузка ПЗС.