Мои Конспекты
Главная | Обратная связь

...

Автомобили
Астрономия
Биология
География
Дом и сад
Другие языки
Другое
Информатика
История
Культура
Литература
Логика
Математика
Медицина
Металлургия
Механика
Образование
Охрана труда
Педагогика
Политика
Право
Психология
Религия
Риторика
Социология
Спорт
Строительство
Технология
Туризм
Физика
Философия
Финансы
Химия
Черчение
Экология
Экономика
Электроника

Основні вимоги до складу і властивостей промивальної рідини для розкриття продуктивного пласта





Помощь в ✍️ написании работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

 

Найкращими промивальними рідинами для розкриття продуктивних пластів при бурінні є газоподібні агенти і безводні розчини на нафтовій основі, зворотні емульсійні розчини з мінералізованою водною фазою.

У більшості випадків при розбурюванні продуктивних пластів у даний час використовують промивальні рідини на водній основі. При виборі найпридатнішої для цієї мети рідини необхідно враховувати ряд вимог. Основними із них є такі:

− фільтрат промивальної рідини не повинен сприяти набуханню глинистих частинок, збільшенню гідрофільності породи і збільшенню кількості фізично зв'язаної води в порах пласта;

− склад фільтрату повинен бути таким, щоб при проникненні його в пласт не проходили фізичні або хімічні взаємодії, які б призводили до утворення нерозчинних осадів;

− гранулометричному складу твердої фази промивальної рідини повинен відповідати структурний поровий простір продуктивного пласта;

− для запобігання глибокого проникнення твердих частин в пласт у промивальній рідині вміст частинок діаметром повинен бути не менше 5 % від загального об'єму твердої фази (табл. 1.11);

− поверхневий натяг на границі фільтрат-вуглеводні пласта повинен бути мінімальним;

− водовіддача у привибійних умовах, температури і тиск повинні бути мінімальними, а густина і реологічні властивості такі, щоб диференційний тиск при розбурюванні продуктивної товщі був близький до нуля;

− ступінь мінералізації і солевий склад фільтрату повинні бути близькими до пластових, а осмотичний тиск мінімальним.

 

Таблиця 1.11 — Відповідність матеріалу твердої фази промивальної рідини до розмірів пор продуктивного пласта

 

Матеріал Середній діаметр, мкм Діапазон розмірів пор, мкм
Бентонітові глини 1,5 <10
Порошковий кремнезем 2,0 <10
Гравій 0,42-0,84 мм 210-840
Гравій 0,84-2,0 мм 840-2000
Гравій 1,4-2,4 мм 1680-2380

 

З точки зору цих вимог, безлужні мінералізовані промивальні речовини з малою водовіддачею значно кращі для розкриття продуктивних пластів, ніж прісні або лужні (наприклад, оброблені УЩР) розчини, якщо навіть останні мають меншу водовіддачу, а багатокомпонентні піни ефективніші ніж крапельні промивальні рідини на водній основі.

Необхідно при бурінні перших розвідувальних свердловин на кожній площі відібрати керн із продуктивних пластів і в лабораторії визначити солевий склад флюїдів кожного пласта, розподіл пор за розмірами. Залежно від результатів такого аналізу слід розробляти рецептуру промивальної рідини для подальших свердловин. У реальних породах продуктивні пласти мають широкий спектр пор. Тому до складу дисперсної фази промивальної рідини доводиться вводити закупорювальні частини різних розмірів, з таким розрахунком, щоб вони утворювали тонку глинисту кірку. При бурінні інших свердловин проводити аналіз структури порового простору і складу пластових флюїдів і при необхідності вносити відповідні поправки в рецептури промивальних рідин.

Аналіз викладеного матеріалу дозволяє виділити основні причини пониження проникності привибійної зони продуктивного пласта під дією промивальної рідини, її фільтрату та подати у вигляді схеми (рис. 1.10). Ступінь впливу кожної із вказаних причин на природну проникність колектора можна визначити тільки в конкретних умовах.

Ідеальною промивальною рідиною для розкриття продуктивних пластів повинна бути рідина, фізично і хімічно нейтральна стосовно гірських порід і пластових рідин продуктивних пластів. До теперішнього часу такої рідини ще не винайдено. Тому на практиці вирішують завдання зміни і пристосування властивостей рідин, які існують на даний час, з метою пониження їх шкідливої дії на колекторські властивості продуктивних пластів [27].

За шкідливою дією на пласт при його розкритті промивальні рідини можна розділити в такий ряд:

− газоподібні агенти (повітря, природний газ, азот, інертні гази і т.д.);

− нафта пласта, який розкривається;

− нафта будь-яка;

− розчини на нафтовій основі, або вапняково-бітумні;

− зворотні емульсії з солями насиченими водною фазою;

− глинисті розчини, оброблені ПАР, з низькою водовіддачею;

− глинисті висококальцієві розчини з низькою водовіддачею;

− глинисті розчини з підвищеною водовіддачею;

− вода;

− розчини з неконтрольованою водовіддачею.

У нафтогазорозвідувальних свердловинах продуктивні пласти розбурюють з використанням головним чином бурових розчинів на водній основі (глинисті розчини). Для попередження негативного впливу проявів гірського тиску і фізико-хімічних процесів на колекторські властивості порід у привибійній зоні пласта ці розчини повинні:

Причини зниження проникності продуктивної зони пласта
Проникнення промивальної рідини в пласт у результаті:
Проникнення фільтрату глинистого розчину в поровий простір, що викликає:
 
 

 


Рисунок 1.10 − Класифікація причин зниження проникності привибійної зони продуктивного пласта

 

1) забезпечувати проводку свердловини без аварій і ускладнень з високими швидкостями буріння, що зменшує час контакту розчину з породами;

2) мати мінімальну водовіддачу у привибійних умовах;

3) створювати мінімальні репресії на пласт;

4) мати регламентований гранулометричний склад твердої фази, відповідній структурі порового простору;

5) вміст частин діаметром повинен бути не меншим ніж 5 % від загального об'єму твердої фази;

6) містити фільтрат, потрапляння якого у пласт не буде викликати додаткового набухання глинистих частин, руйнування порід і утворення у пласті нерозчинних осадів і стійких водонафтових емульсій;

7) забезпечувати в міру можливості найлегшу форму прояву гірського тиску.

 

1.5 Розкриття продуктивних пластів з низькими пластовими тисками

При розкритті пластів з аномально низькими пластовими тисками з вико­ристанням для цього звичайних крапельних промивальних рідин є небезпека не тільки глибокого проникнення у пласт фільтрату, але і поглинання самою рідиною під впливом великого диференційного тиску. Відомо багато випадків, коли із таких пластів, забруднених увібраним глинистим розчином, не вдавалось взагалі отримати нія­кого припливу.

Зменшити небезпеку забруднення та підвищити якість розкриття пластів з низькими коефіцієнтами аномальності можна, якщо у про­цесі буріння підтримувати рівновагу між тиском у свердловині та пластовим тиском, а за дуже низьких коефіцієнтів аномальності — навіть від’ємний диференційний тиск. Якщо коефіцієнт аномальнос­ті пластового тиску коливається у діапазоні , рівновагу тисків можна забезпечити навіть при використанні для промивання крапельних рідин (на вуглеводневій основі). Якщо ж , для підтримання рівноваги тисків доводиться використовувати аеровані промивальні рідини, піни або газ (повітря). При рівновазі тисків попереджується можливість надходження у пласт промивальної рідини та її фільтрату, але не виключається можливість всмоктування її водної основи під дією капілярних сил та осмотичного тиску. Звичайно, можливий ступінь зниження проникності для пластової рідини при цьому суттєво зменшується. І все ж його необхідно врахову­вати і склад водної основи вибирати так, щоб негативний вплив вказаних чинників звести до мінімуму.

Застосування аерованої рідини. Найширше використовують аеровану воду, мінералізовану з метою зменшення осмотичного тиску. Ос­новний метод аерації − змішування повітря, що нагнітається у лінію обв’язки свердловини компресорами, з водою, яка подається у неї буровими насосами.

Підтримання рівноваги тисків можна забезпечити шляхом регулювання об’ємного витрачання рідкого дисперсійного середовища та ступеня його аерації (тобто відношення об’ємного витрачання повітря при нормальних умовах до об’ємного витрачання рідкого середовища). Оскільки у процесі розбурювання продуктивного пласта у промивальну рідину поступають також вуглеводневі гази, частково газування рідини відбувається безпосередньо у свердловині, і це необхідно враховувати при регулюванні подачі компресорів.

Застосування піни. Піни є своєрідною аерованою рідиною. У аерованій воді повітря перебуває у вигляді великих бульбашок, які легко рухаються відносно рідкого середовища. Така система термодинамічно дуже нестійка: навіть під час короткочасної зупинки циркуляції вона швидко розпадається на окремі компоненти: повітря швидко рухається вверх, а рідке середовище стає майже повністю дегазованим.

Своєрідність пін полягає, по-перше, у тому, що до їх складу входить чотири або п’ять компонентів (повітря, вода, піноутворюючі ПАР, тверді частинки вибуреної породи, часто − стабі­лізуючі ПАР, які сприяють підвищенню стійкості); по-друге, повітря (газ) наявне у вигляді дрібних бульбашок, які рівномірно розподіляються в усьому об’ємі та розділені тонкими рідинними плівками; по-третє, полярні групи ПАР сильно гідратовані і утворюють на поверхні водяних прошарків своєрідний каркас, який надає піні стійкості, тобто здатності тривалого існування повіт­ряних бульбашок у нерухомому середовищі, протидіє коалесценції бульбашок, виділенню із піни основної маси повітря та відстоюван­ню дегазованого дисперсійного середовища.

Оскільки стійкість піни значно вища стійкості аерованої води, реальний вміст повітря (газу) у піні при однаковому ступені аера­ції вищий. Тому тиск, який створюється піною, на стінки свердлови­ни менший, ніж під час промивання аерованою водою. На рис. 1.11 подано графік розподілу тисків по глибині свердловини під час промивання водою (крива 1), аерованою водою при ступені аерації, рівному 40 (крива 2), та піною з тим самим ступенем аерації при концентрації сульфанолу 0,1 % (крива 3); витрачання рідкої фази у всіх випадках однакове. Зі збільшенням глибини різниця тисків, які створюються потоком аерованої води і потоком піни при однаковому ступені аерації і витрачанні дисперсійного середовища, збільшується. Ця різниця за інших рівних умов збільшується зі зменшенням витрачання дисперсійного середовища.

 

 

Рисунок 1.11 − Графік розподілу тисків по глибині свердловини при промивці водою, аерованою водою та піною

 

Оскільки піна має більшу стійкість і містить більшу кількість повітря, дегазація її складніша, ніж аерованої води або звичай­го газованого глинистого розчину. Для руйнування піни та видален­ня газу потрібні високопродуктивні дегазатори. Дегазації піни сприяє також дроселювання потоку у штуцері, який встановлюється на викиді із свердловини.

Застосування малоглинистого полімерного розчину.Авторами [28, 73] запропоновано новий малоглинистий полімерний розчин для розкриття тріщинуватих і набухаючих піщано-глинистих колекторів та об’єктів з аномально низькими пластовими тисками. Застосування нового реагента – поліакрилату універсального (ПАУ) «Полігор» − дало змогу створити стабільний малоглинистий полімерний розчин для якісного розкриття продуктивних горизонтів у складних геологічних умовах. Висока адгезія до мінеральних частинок, флокулюючі та структуроутворюючі властивості полімеру сприяють якісному видаленню шламу зі свердловини зменшують ускладнення і допомагають зберігати хороші колекторські властивості пластів. Промислові випробування розчину у свердловинах ДП «Західукргеологія» показали, що при спускопіднімальних операціях посадок і затяжок бурового інструменту не спостерігалося, а незначне проникнення розчину в пласт дало можливість під час перфорації без ускладнень отримати приплив газу [28].

Завдяки флокулюючим властивостям ПАУ «Полігор» у промивальній рідині формуються великі агрегати вибуреної породи, які утворюють кірку на стінках свердловини, що не дає змоги промивальній рідині глибоко проникати у пласт та зберігає первинний стан його фільтраційно-ємнісних властивостей і насичення флюїдами навіть за значних перепадів тисків, що виникають під час спускопідіймальних операцій, на відміну від значного проникнення в пласти-колектори глинистих розчинів.

Результати лабораторних досліджень ВАТ УкрНГІ свідчать, що проникнення розчину в пласти-колектори відбувається на незначну глибину (до 10 см). За висновками промислових випробувань нового бурового розчину на свердловинах ДП «Західукргеологія», розчин у разі незначного проникненя у пласт забезпечував його мінімальну кольматацію, яка без ускладнень зумовила приплив пластового вуглеводневого флюїду.

Слід зауважити, що формування у процесі буріння кірок із частинками вибуреної породи на стінках свердловини є новим для практики бурових робіт, що, окрім вищевикладеного, включає вплив частинок тампонажної рідини на роботу бурових насосів. Потрібно зазначити також, що густина промивального розчину може бути підвищена до необхідних значень за допомогою обважнювача [28].

Застосування газоподібних агентів. При розбурюванні продуктивних пластів з дуже низькими коефіцієнтами аномальності, а також пластів з низькою проникністю або насичених високов’язкою нафтою для видалення шламу із вибою можна успішно використовувати повіт­ря (газ). У цьому випадку, завдяки від’ємному диференційному тиску, зовсім не забруднюється привибійна зона, а у свердловину в процесі буріння при­пливає пластова рідина. Для запобігання утворення вибухово небезпечної суміші повітря з пластовими вуглеводнями у повітряний потік вводять водний розчин піноутворюючих ПАР. Устя свердловини герме­тизують відповідними превенторами.

Багатовибійні свердловини. На нафтових родовищах з аномаль­но низьким пластовим тиском, з поганими колекторськими властивостями, з високою в’язкістю нафти приплив до свердловини можна сут­тєво підвищити, якщо кратно збільшити поверхню фільтрації. Для цього із основного ствола свердловини бурять декілька бічних стволів, спрямовуючи їх нахилено або майже горизонтально по продуктивному пласті. Довжина бічних стволів коливається від декількох десятків до декількох сотень метрів.

Розрахунки показують, що дебіт свердловини, пробуреної в однорідному за колекторськими властивостями пласті, може збільшуватись у 2 рази і більше, якщо сума довжин бічних стволів такого ж діаметра, як і основний, буде дорівнювати 10 – 20 % радіуса зони живлення. На рис. 1.12 показано графік залежності відносного дебіту багатовибійної свердловини від віднос­ної довжини бічних стволів у продуктивному пласті. Під віднос­ним дебітом розуміють відношення дебіту багатовибійної свердловини до дебіту свердловини такого ж діаметра без бічних стволів. За відносну довжину прийнято відношення суми довжин бічних стволів до радіуса зони живлення. У багатьох випадках приріст дебіту буває навіть значно більшим.

 

 

Рисунок 1.12 – Графік впливу кількості та відносної довжини бічних стволів на відносний дебіт багатовибійної свердловини (цифри біля кривих означають кількість бічних стволів)

 

Кількість бічних стволів залежить від конкретних умов тієї частини продуктивного пласта, в якій споруджується свердло­вина. Якщо продуктивні пласти на родовищі не сильно виснажені попередньою експлуатацією, горизонтальні проекції бічних стволів розміщують зазвичай так, щоб рівномірно дренувати зону жив­лення. Якщо ж родовище сильно виснажене або колекторські власти­вості дуже неоднорідні за потужністю та за площею, доводиться враховувати і відповідно регулювати довжину, кількість та профіль бічних стволів, спрямованих у той чи інший бік.

Необхідно зауважити, що через складність робіт з примусо­вого викривлення бічних стволів, порівняно низьких швидкостей буріння, а також через те, що важко запобігти прориву сторонніх вод до продуктивного пласта багатовибійні свердловини споруджують в основному у тих випадках, коли інші методи інтенсифікації припливу нафти неефективні [41].

 

Доверь свою работу ✍️ кандидату наук!
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой



Поиск по сайту:







©2015-2020 mykonspekts.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.