17. Випробування продуктивних пластів

У присвердловинній зоні продуктивного пласта можуть бу­ти складні та різноманітні явища, зумовлені контактом бурового і цемент­ного розчину або їх фільтратів з нафтою (газом) і скелетом породи-колек- тору. Ці процеси можуть сильно впливати на ступінь забруднення продук­тивного пласта, на витіснення нафти або газу буровим (цементним) розчи­ном або його фільтратом, на приплив нафти або газу до вибою свердлови­ни. Знання цих явищ і визначальних факторів так само, як знання і враху­вання закономірностей проявів гірського тиску і можливих негативних на­слідків цих процесів для колекторних властивостей порід, необхідні для використання оптимальної технології закінчення свердловин.

Важливими характеристиками поверхонь поділів різних мобільних і твер­дих систем у відкладах, до яких також належать поверхні колекторів нафт і газів, є поверхневий натяг і змочування на межі поділу фаз, адсорбційна властивість порід-колекторів.

Мірою поверхні поділу є величина, яку називають питомою поверхнею. Питома поверхня породи-колектору чисельно дорівнює сумі поверхонь усіх порових каналів, які знаходяться в одиниці маси або об’єму породи. Вона залежить від тих самих властивостей породи, шо і пористість, тобто від форми і розмірів мінеральних частинок та їх взаємного розміщення. По­верхня поділу фаз є джерелом поверхонь енергії.

Поверхнева енергія тим вища, чим більша сума поверхонь поділу між фазовими складовими системи, тобто чим більший ступінь подрібнення речовини і менший розмір частинок, що складають колектор.

Мірою поверхні поділу є величина, яку називають питомою поверхнею. Питома поверхня породи-колектору чисельно дорівнює сумі поверхонь усіх порових каналів, які знаходяться в одиниці маси або об’єму породи. Вона залежить від тих самих властивостей породи, шо і пористість, тобто від форми і розмірів мінеральних частинок та їх взаємного розміщення. По­верхня поділу фаз є джерелом поверхонь енергії.

Поверхнева енергія тим вища, чим більша сума поверхонь поділу між фазовими складовими системи, тобто чим більший ступінь подрібнення речовини і менший розмір частинок, що складають колектор.

Більшість мінералів, в тому числі й ті, що складають пласти-колекто- ри, за своєю природою гідрофільні, але ступінь гідрофільності породи мо­же змінюватись. Гідрофільні за природою нафтоутримувальні породи часто погано змочуються водою в результаті адсорбції на їх поверхні рідких вуг­леводнів нафти. Ступінь гідрофільності породи значно впливає на кількість фільтрату, який надійшов у продуктивний пласт.

3 процесами змочування і утворення плівки води навкруги мінераль­них частинок пов’язані також процеси набухання, які полягають у тому, що в дисперсну фазу проникає дисперсне середовище з подальшим збіль­шенням об’єму в цілому.

Природа набухання дисперсних речовин недостатньо вивчена; до цьо­го часу немає теорії, яка пояснює закономірність набухання.

B основі явища набухання лежить дія адсорбційних, осмотичних і капілярних сил, що визначають напруження, з яким вода утримується в структурній системі.

Процес набухання має осмотичний характер. Причиною, яка зумовлює набухання, є різниця концентрації солей в поровому розчині і у воді, що оточує породу. Якщо концентрація зовнішнього розчину менша за концен­трацію розчину, який знаходиться в порах породи, то відбувається набу­хання породи (воно тим більше, чим більша концентрація цих розчинів). Якщо концентрація зовнішнього розчину більша за концентрацію порового розчину, то набухання може не бути; у цьому випадку може спостерігатись стискання породи, подібне до того, яке спостерігається під час висихання.

18

Надходження у свердловину флюїдів з причин, не пов’яза­них із зменшенням тиску на пласт, не може практично призвести до ство­рення передвикидної ситуації. Проте в певних умовах надходження в свердловину флюїду, особливо газу, може сприяти розвитку проявів через зниження тиску на вибій. Крім того, таке надходження газу може бути приводом для термінового обважнення промивальної рідини і причиною виникнення інших ускладнень.

Газонафтоводопрояви не лише порушують процес буріння, а й є причиною важких аварій. Під час інтенсивних нафтогазоводопроявів можливі руйнування устя свердловини і бурового обладнання, вибухи, пожежа, сильне забруднення навколишнього середовища, а інколи і людські жертви.

Основним способом, який дає змогу керувати станом свердловини у разі припливу пластового флюїду і запобігти нерегульованим викидам про­мивальної рідини, є герметизація устя спеціальним противикидним облад

нанням. До комплекту цього обладнання входять два-три плашкові превен- тори. Універсальний превентор обладнаний апаратурою дистанційного ке­рування, а також системою трубопроводів і обв’язкою із засувками високо­го тиску з дистанційним керуванням регульованих і нерегульованих штуце­рів. Превентор є високонадійним приладом безпеки при розкритті пластів з НГПТ.

Плашкові превентори мають півкруглі (фігурні) плашки з вирізами під діаметр бурильних труб, а також глухі плашки. Превентори з фігурними плашками призначені для герметизації устя, коли в свердловину спущена бурильна колона, а з глухими — коли в свердловині відсутні труби.

Універсальний превентор герметично закриває свердловину, якщо в його отворі знаходиться труба або бурильний інструмент.

Превентор дає змогу здійснювати герметизацію устя під час обертання бурильної колони, якщо надлишковий тиск на усті порівняно невеликий. Робочий тиск превенторів, якого досягають грязьовими (буровими) насо­сами, має бути вищий за той найбільший тиск, що може виникнути на усті у разі закриття превентора на викиді. Ha рис. 10.3 показано схему, розра­ховану на тиск 70 МПа і більше. Якщо тиск менший, застосовують про­стіші схеми герметизації.