Розкриття продуктивних пластів.

ВБР належить до розчинів спеціального призна­чення.

Вапняно-бітумний розчин — це РНО, дисперсійним середовищем у якому є дизельне пальне або нафта, а дисперсною фазою — високоокислений бітум, оксид кальцію, барит і невелика кількість води, потрібної для гашення вапна.

Високоокислений бітум виконує функції колоїдної дисперсної фази, подібно до глини у РНО, а також сприяє утворенню зв'язано-дисперсної системи. Для звичайних бітумів такі властивості не характерні. Вони розчиняються у дизпальному до молекулярних розмірів і утво­рюють істинні розчини.

Для досягнення розчинення бітуму з утворенням частинок колоїдних розмірів його окис­люють киснем повітря. У результаті цього він набуває високої твердості і крихкості, його темпе­ратура розм'якшення становить 150.—160°С. Оптимальне співвідношення між асфальтенами і смолами у високоокисленому бітумі має бути 2,5:1.

Іноді замість високоокисленого бітуму як структуроутворювача і обмежувача фільтрації застосовують органофільні глини.

► Приготування та хімічна обробка. Щоб приготувати ВБР, використовують негашене вапно (СаО) з активністю не менше 50%. Воно сприяє регулюванню структурно-механічних властивостей і підвищенню термостабільності ВБР.

Оптимальне співвідношення вапна і бітуму має бути від 1:1 до 1:2.

Компонентом ВБР є також сульфонал — ПАР аніонного типу. В даному випадку його застосовують для гідрофобізацїї твердої фази і регулювання структурно-механічних властивос­тей розчину. З цією метою як гідрофобізатор твердої фази і як загущувач нафти чи дизпального застосовують також СМАД.

Треба зауважити, що фільтрація ВБР нульова або близька до нульової, а вміст води не пе­ревищує 2—3%. ВБР є практично безводним РНО. Вміст компонентів, необхідних для приго­тування 1 м³ ВБР з різною густиною, наведено в таблиці 6.12.

Таблиця 6.12 − Склад вапняно-бітумних розчинів

Компонент

Густина ВБР, кг/м^3

Вміст компонентів (кг/м^3 розчину)

Дизельне пальне марки ДЛ

Бітум з температурою розм'якшення 120 — 155°С

Вапно негашене (СаО)

Вода*

Сульфонол НП-3 абоНП-1

. 22

Барит з во- логістю менше 2%

* Маса води наведена з розрахунку 60-процентної активності вапна.

Інвертні емульсії

Існують два види емульсії:

• «нафта у воді» — краплини нафти рівномірно розподілені у водній фазі. Власне термін «нафтоемульсійний розчин» застосовується лише для характеристики системи «нафта у воді»;

• «вода у нафті» — краплі води розподілені в нафтовій фазі.

Тут нафта є зовнішньою фазою, тоді як вода є внутрішньою фазою. Ці емульсії називають інвертними. Такі емульсійні системи можуть містити до 50% води в об'ємі. Чим більше води в емульсії, тим більша ймовірність коалесценції крапель води. За умови, що всі краплі є однаковими, система з меншим вмістом води буде стабільнішою, а відстань між краплями — більшою, що зменшує можливість коалесценції. При зменшенні розмірів крапель води істотно збільшується площа контакту води і нафти.

► Приготування та хімічна обробка. Для утворення емульсії «вода у нафті» необхідно використати достатню кількість хімічного емульгатора для утворення навколо кожної краплі води захисної плівки. Якщо ж кількість емуль­гатора буде недостатньою, то емульсія буде нестабільною. З точки зору стабільності емульсії, чим меншим є розмір крапель, тим емульсія є стабільнішою, тому що більш крупні краплі легше коалесцують, ніж менші. Стабільний розмір крапель теж робить емульсію стабільнішою. Розмір крапель також впливає на в'язкість розчину та міцність гелю. Для отримання дрібнихкрапель однакового розміру необхідно затратити певну кількість енергії. Це досягається шляхом механічного перемішування в змішувачах, струминних апаратах (диспергаторах) або у відцентрових насосах.

Добавка води або нафти впливає також на в'язкість. Нафта зменшує в'язкість, а вода її збільшує.

Тому для контролю в'язкості, міцності гелю необхідно підтримувати певний баланс нафти та води. Додавання у водно-нафтову емульсію твердих речовин може мати як позитивний, так і негативний ефект залежно від характеру їх змочуваності.

Системи на основі нафти містять певні ПАР, які змінюють змочуваність твердої речовини рідиною. Ці речовини, якщо їх багато, будуть викликати переважно змочування твердої речо­вини нафтою, що й потрібно підтримувати в РНО.

Ті самі частинки твердої речовини, які будуть переважно або повністю змочені водою, почнуть збиратися в грудки і випадати з суспензії в осад. Добавка змочувальних агентів змінює умови змочування, викликає диспергування грудок та утворення дрібніших частинок, які не бу­дуть повністю випадати з суспензії, а перебуватимуть переважно в змоченому нафтою стані, і тому утворення грудок відбуватися не буде.

Вимір кута змочування є дуже складним і на практиці не здійснюється.

При бурінні частинки твердого тіла (шлам) усмоктують в себе частину нафти. Вони більше сприяють утворенню емульсії «нафта у воді», ніж «вода у нафті», і оскільки продукти буріння виявляють негативний вплив на стабільність розчину, то необхідно, щоб їх у розчині було якомога менше, тобто треба забезпечити ретельну очистку розчину від вибуреної породи.

Іншим методом зменшення зволоження частинок породи є використання електролітів (СаС1₂ і NaCl) для диспергування глини.

► При застосуванні РНО необхідно, щоб:

• пластична в'язкість підтримувалася на мінімальному рівні, бо якщо виявляється тенденція до зростання пластичної в'язкості, це свідчить про збільшення в розчині твердої фази;

• міцність гелю підтримувала тиксотропію, достатню для утримання обважнюючого матеріалу у зваженому стані, тобто забезпечувала необхідну несучу здатність;

• границя текучості зводила до мінімуму втрату тиску, дозволяла оптимізувати роботу долота;

• кількість твердої речовини підтримувалася на мінімальному рівні, хоч це не завжди вдається.

Особливу увагу треба звертати на ознаки змочування шламу водою. Необхідно негайно вживати заходів, щоб цього не сталося, бо інакше наслідки можуть бути катастрофічними.

Для запобігання змочування водою розбурених порід концентрації реагентів мають бути збільшеними.

Сьогодні нема доступного експрес-методу контролю цього явища.

Сучасна методика полягає в спостереженні за різними параметрами, а саме:

• частинки, переважно змочені нафтою, повинні бути міцними та мати кутасту форму, а частинки, змочені водою, — мати м'яку згладжену кутастість (вони схильні до коалесценції та прилипання);

• змочені водою частинки мають властивість прилипати до металевих частин, особливо до внутрішніх поверхонь бурильних та обважнених бурильних труб (ОБТ), а це вже веде до підви­щення тиску помпування розчину при його циркуляції в свердловині;

• при розбурюванні алевролітів, лігнітів, соляних відкладів чи вапняків питома площа їх по­верхонь значно збільшується.

► Увагу треба звертати також на наступні ознаки:

• поверхня добре емульгованого емульсійного розчину повинна нагадувати дзеркало;

• поява води в фільтраті при високих тисках і температурах є ознакою втрати стабільності;

• не можна допускати-перенасичення розсолу, наприклад, ваговий відсотковий вміст хлориду кальцію ніколи не повинен перевищувати 58%, тому що не розчинені кристали солі утворюють велику площу дотику, і в цьому випадку треба негайно вводити змочувальний агент;

• якщо на клаптик червоної тканини нанести емульсійний розчин і цей розчин залишиться на поверхні, це означає, що частинки породи змочені водою, а якщо розчин просочиться, залишаючи по собі лише темну пляму, це означає, що частинки породи змочені нафтою.

Важливо контролювати лужність за параметром Р_т. У звичайній стабільній системі він має підтримуватися від 2,5 см³ і вище 10-процентної нормальної сірчаної кислоти.

Спеціальні види розчинів і агентів для промивання свердловин

Газоподібні агенти

Газоподібні агенти використовують при бурінні свердловин на родовищах:

• де продуктивні горизонти представлені породами з низькими колекторськими властивостями (пористістю та проникністю);

• при низьких пластових тисках;

• де є сухі розрізи і буріння в породах, не схильних до обвалоутворення.

З використанням газоподібних агентів можна бурити свердловини до 2-х м у діаметрі і глибиною до 6000 м.

Використання газоподібних агентів при бурінні свердловин та розкритті продуктивних пластів має такі особливості:

• у свердловині відсутній гідростатичний тиск, оскільки густина циркулюючого агента ста­новить 0,6—1,8 кг/м³, що забезпечує високу проходку на долото і механічну швидкість буріння (приблизно в 8—12 разів);

• шлам видаляється з вибою високошвидкісним струменем газоподібного агента значно краще, ніж при промиванні вибою рідиною;

• на стінках свердловини не утворюється глинистої кірки;

• циркуляційний струмінь має низьку в'язкість і містить незначну кількість твердих частинок;

• на поверхню шлам виноситься швидко,.не забруднюється, а тому при його аналізі дає вірогідну інформацію;

• бурильний інструмент не гальмується при обертанні, тому динамічна, складова взаємодії долота і породи є великою, що забезпечує високі ТЕП роботи доліт;

• продуктивні горизонти визначаються точно в процесі поглиблення свердловини;

• продуктивний пласт не кольматується;

• дебіти нафтових, газових і водяних свердловин, а також пластові тиски можуть вимірювати в процесі розкриття пластів.

Газоподібними агентами можуть бути:

• повітря від компресорних установок;

• природний газі із магістральних (або промислових) газопроводів;

• газ із розташованих поблизу газових свердловин;

• викидні гази двигунів внутрішнього згоряння (ДВЗ);

• розріджений азот.

Природний газ є відносно безпечним для буріння свердловин, хоча на поверхні внаслідок витоків через гирлове обладнання не виключена можливість виникнення пожеж.

Стиснене повітря може призводити до виникнення вибухонебезпечних сумішей в стовбурі свердловини. Ця небезпека збільшується при підвищенні тиску нагнітання повітря. Небезпека вибуху виникає тоді, коли в потоці повітря міститься 6,5—12,8% метану. Найбільш небезпечною є суміш при вмісті метану 9,2%.

Азот та викидні гази ДВЗ виключають утворення вибухонебезпечної суміші.

Сьогодні в усьому світі найбільше поширення отримало буріння свердловин і розкриття продуктивного пласта з використанням стиснених повітря та газу. Ці агенти найчастіше застосовувалися в 70-х pp., коли щорічно в Західній Україні цим способом бурилися десятки свердловин. Значний внесок в розробку технології буріння тоді зробили українські інженери І.В. Белей, Г.Г. Семак, Д.В. Бігун, М.Л. Шумада, Р.С. Яремійчук та В.М. Лотовський. На Битківському родовищі був проведений унікальний експеримент розкриття продуктивних менілітових відкладів при продуванні вибоїв азотом з установки АГУ-8К стисненим повітрям від італійських компресорів фірми «Ріпіопе» та від промислового газового колектора.

Устя свердловини було обладнане трьома видами превенторів: з глухими плашками, уні­версальним та обертовим фірми «Shaffer». Навколо гирла було встановлено 10 датчиків, які фіксували вміст метану навколо свердловини, а на виході факельної лінії встановлювалася ав­томатична електрична запальничка для запалювання сумішей, які виходили із свердловини при розкритті пласта. У бурильній колоні встановлювався зворотний клапан на випадок переливання нафти при підніманні бурильних труб.

Бурінню свердловин з очищенням вибою передують роботи по видаленню бурового розчину із стовбура свердловини. Для ефективного виносу шламу із свердловини швидкість руху повітря або газу в затрубному просторі має становити 10—15 м/с. При такій швидкості газу свердловина перед заміною долота очищується за декілька хвилин. Вважають, що коли свердловина після спуско-підіймальних операцій (СПО) залишається чистою, то повітря чи газ повністю очищують вибій та стовбур свердловини від шламу.

Найчастіше зустрічаються ускладнення під час буріння з очищенням вибою газоподібними агентами при попаданні в стовбур свердловини води чи при зволоженні глин, аргілітів, при розчиненні водою солей тощо. Тоді бурінню ефективно сприяє застосування піноутворюючих ПАР. Допустимий приплив води, при якому введення в газоподібний потік ПАР діє пози­тивно, — 120 л/год. При таких припливах води додавання ПАР запобігає утворенню шламових пробок, а також зменшує злипання частинок та їх налипання на тверді поверхні. У таблиці 6.13 містяться дані про застосування ПАР для буріння з продуванням вибою. Піноутворюючі ПАР вводять у свердловину з моменту надходження до неї води, ознакою чого є винесення на поверхню зволоженого шламу. Після цього винесення шламу зменшується або припиняється повністю. Якщо інгібуюча здатність ПАР є недостатньою для попередження корозії інструменту, то рекомендується вводити у водний розчин ПАР вапно в кількості 2—2,5 кг на 100 л розсолу. Свердловина краще очищується при безперервній подачі розчину ПАР, однак витрату повітря при бурінні із застосуванням ПАР треба збільшувати на 20—30% в порівнянні з бурінням сверд­ловин в сухому розрізі.

Таблиця 6.13 − Оптимальна концентрація піноутворювальних ПАР залежно від мінералізації

пластової води

ПАР	Оптимальна концентрація ПАР, % до об'єму води (в перерахунку на активну речовину)	Тип пластової води	Ступінь мінералізації води	Температура, •с	Допустиме співвідношення концентрації шламу і об'єму води
Сульфонол НП-1	0,23	Гідрокарбонат-нокальцієвий, сульфатний і хлорид ний	Прісна та слабомінералізована, р= 1001,5кг/м^3	20-50	1:2-1:1
«Прогрес»	0,10	—	—	—	1:2-1:1
ОП-10	0,10	—	—	—	4:1-1:1
ОП-7	0,10	—	—	—	4:1-1:1
КАЧФЕ-14	0,12	—	—	—	1:2
Азолят А	0,10	—	—	—	1:2
«Прогрес»	0,20	Сульфатно-натрієвий	Середньо мінералізована та мінералізована, р= 1001,5-1028,8 кг/м^3	20-50	1:2
ОП-10	0,20	—	—	—	4:1-1:1
ОП-7	0,20	—	—	—	4:1-1:1
Сульфонол НП-1	0,42	—	—	—	1:2
«Прогрес»	1,0-1,2	Хлоркальцієві розсоли	Сильномінералізована, р=1190 кг/м^3	20-50	1:2

Найвідповідальнішим етапом при бурінні з продуванням газоподібними агентами є підніман­ня бурильної колони та завершення свердловини. Піднімання бурильної колони треба здійснювати при відкритих викидних лініях. Для попередження можливого викиду свердловину треба запов­нити рідиною (розчином або нафтою).

Під час очищення вибою газоподібними агентами застосовується спеціальна методика гео­фізичних досліджень з використанням індукційного, нейтронного та гамма-каротажів.

Піни

Піна — агрегативно нестійка дисперсна система, яка складається з бульбашок газу (дисперсної фази), що розділені плівками рідини або частинками твердої речовини (диспер­сійного середовища). На практиці значно ширше використовуються піни з рідким дисперсій­ним середовищем.

► Піни ефективно застосовують:

а) при бурінні свердловин:

• у твердих породах (вапняках, до­ломітах);

• у пористих та тріщинних поглинаючих пластах;

• в багаторічномерзлих породах, оскільки вони запобігають розмерзанню порід та практично за­безпечують номінальний діаметр свердловини;

б) при:

• розкритті продуктивних плас­тів;

• освоєнні та капітальному ремонті свердловин в умовах аномально низьких тисків (0,3— 0,8 від значень гідростатичного тиску).

Для отримання стійкої піни в рідкій фазі, крім розчинника, має бути хоча б один поверхнево-активний компонент, який адсорбується на міжфазній поверхні «розчин — повітря».

При бурінні з промиванням вибою пінами у порівнянні з буровими розчинами значно збільшується механічна швидкість буріння в твердих породах (приблизно в 4 рази), попереджується поглинання в пористих та тріщинних породах і кольматація проникних пластів. При розкритті та освоєнні продуктивних горизонтів продуктивність свердловини зростає в 1,5—2 рази з одно­часним скороченням термінів освоєння в 4—5 разів.

В.К. Тихомиров поділяє піноутворювачі за стійкістю пін на два типи:

• піноутворювачі, молекули яких в об'ємі розчину та в абсорбційному шарі перебувають у молекулярно-дисперсному стані (нижчі спирти, кислоти, крезоли), а піни з них швидко роз­чиняються;

• піноутворювачі, які утворюють у воді колоїдні системи, а піни з них мають високу стійкість. До цих піноутворювачів належать мила (натрієві та калієві солі насичених і ненасичених вищих жирних кислот), алкілсульфати, алкілакрилсульфати і оксиетильовані вищі жирні спирти.

Для підвищення стабільності пін до них додають реагенти-стабілізатори: КМЦ; поліакриламід (ПАА); піноспінюючі суміші, які збільшують в'язкість розчинника і сприяють уповільнен­ню процесу витікання рідини з плівок. З неорганічних аніонів найбільше сприяють піноутво­ренню фосфати. Вплив катіонів є значно меншим.

Для утворення стійкої піни до складу піноутворюючого розчину мають входити, в г/л:

Піноутворюючі ПАР (зменшуються із зростанням молекулярної маси)...... 0,5—50

Полімер-стабілізатор піни (КМЦ, ПАА, піноспінюючі суміші).................. 0,20—0,75

Електроліти (Na₃O₄, NaCl)............................................................................... 0,1—0,5

Вода....................................................................................................................... решта

Менш стійкі піни складаються з 0,5 — 10 г/л піноутворюючих ПАР і води.

Пінна система характеризується такими властивостями: піноутворюючою здатністю (пінистістю), кратністю піни, стабільністю (стійкістю) піни, дисперсністю, відносною густиною, яка може коливатися від 0,5 р до 0 (р — густина рідини).

► Приготування та хімічна обробка. У промисловості найбільш поширеним способом утворення пін є диспергаційний, який базується на інтенсивному перемішуванні піноутворюючого розчину та повітря.

Технологічно це здійснюється такими методами:

• дією рухомих пристроїв (перемішуючих мішалок) на рідину в атмосфері газу;

• ежектуванням повітря рухомим струменем повітря;

• пропусканням струменя газу через шар рідини (в барботажних або аераційних установках).

При приготуванні та застосуванні пін треба враховувати, що:

• мила жирних кислот мають максимальну піноутворюючу здатність при рН= 8—9;

• алкілакрилсульфонати мають добру піноутворюючу здатність за будь-яких рН, крім рН > 12;

• піноутворююча здатність неіоногенних ПАР збільшується із підвищенням температури до 90°С;

• чим менший поверхневий натяг, тим більшою є піноутворююча здатність;

• солі твердості подавляють піноутворення;

• полімерні реагенти-стабілізатори підвищують структурно-механічні властивості пін.

Заготовлену піну нагнітають у свердловину до повного очищення її від глинистого розчину, води, шламу. Промивання піною сприяє зменшенню водопроявів через закупорювання бульбаш­ками піни тріщин, каналів та пор, а також внаслідок часткової гідрофобізації поверхні породи. Швидкість виносу шламу на поверхню збільшується в 7—8 разів у порівнянні з промиванням водою. При вмісті в піні 60—90% газу в процесі промивання поведінка піни нагадує поведінку пластичної рідини.

Обважнені бурові розчини

Дата добавления: 2015-07-25