Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

Окончание табл. 2 . 3

Примечание: * – коэффициент β определяется по результатам фильтрации углеводородной жидкости через керн до и после взаимодействия с промывочной жидкостью. В остальных случаях проницаемость определялась по воздуху.

К тому же, несмотря на продолжительное время применения этих растворов, в отечественной и зарубежной литературе отсутствует промысловая информация о полученном приросте удельных дебитов скважин.

А.А. Ахметовым и Т.А. Жеряковым показано, что в качестве жидкости глушения рационально использовать водные растворы хлористого калия при условии, что последние будут очищены на соответствующих фильтрах. Коэффициент восстановления проницаемости после воздействия на образцы керна водным раствором КСl составляет 75 %.

Исследованиями вышеуказанных авторов также показано, что применение в качестве жидкостей глушения инвертно-эмульсионных растворов также неэффективно, так как после воздействия на керн последними коэффициент восстановления проницаемости не превышает 60 %.

241

Всвязи с этим актуальной является разработка консервирующих или задавочных интенсифицирующих жидкостей, позволяющих после задавки сохранить, а еще лучше повысить, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.

Впоследнем случае было бы достигнуто совмещение операции глушения на период подъема инструмента и спуска лифта для добычи нефти с интенсификацией притока нефти при последующем освоении.

Наряду с указанным, актуальным является проведение комплекса геофизических исследований после окончания бурения скважин при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт».

Практика бурения более 60 скважин показывает, что геофизические приборы не представляется возможным доставить до забоя скважин, пробуренных при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина – пласт» даже при использовании жесткого кабеля.

Причиной непрохождения приборов, по-видимому, является образование в процессе бурения с промывкой нефтью водонефтяных эмульсий, стабилизированных смолами и асфальтенами. Вязкость и структурномеханические свойства эмульсий в процессе бурения повышаются за счет охлаждения нефти, используемой в качестве одной из фаз при бурении.

Подтверждением этому является свободное прохождение геофизических приборов до забоя в скважинах, пробуренных при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» после промывки скважины стабикаром.

Таким образом, можно заключить, что для сохранения естественных коллекторских свойств продуктивных пластов после вскрытия их при отрицательном перепаде давления в системе «скважина – пласт» в качестве жидкости глушения, по-видимому, рационально использовать истинные растворы, обладающие отмывающими свойствами.

2.4.1.Теоретические предпосылки по использованию спиртов в качестве жидкостей глушения

изаканчивания скважин

Одной из основных предпосылок использования спиртов в качестве жидкостей для глушения и заканчивания скважин является их инертность к солям и глинам, что исключает протекание негативных процессов в продуктивном пласте.

242

Растворимость означает способность вещества растворяться в том или ином растворителе, т.е. образовывать с ним однородную физикохимическую систему [103]. Ионные решетки солей отличаются механической прочностью. Энергия ионной связи велика и составляет 105 Дж/моль. При растворении разрушаются связи твердого тела, кристаллическая решетка, что аналогично разрыву связей при плавлении. Для разрушения решетки затрачивается энергия. Если ионы соли при растворении удаляются друг от друга, то совершаемая работа будет равна энергии кристаллической решетки. В растворе ионы присоединяют молекулы воды, при этом выделяется энергия. Фактическое изменение энергии, т.е. теплота растворения А, будет равна разности между суммой энергии гидратации ионов Σg и энергией кристаллической решетки Vo:

Если энергия гидратации меньше энергии решетки, то процесс гидратации не может покрыть затраты энергии на разделение ионов, т.е. на разрушение решетки, и соль не перейдет в раствор, и, наоборот, если энергия гидратации больше энергии решетки, произойдет растворение. Реакция растворения неорганических соединений в водных растворах протекает быстро. Попадая в воду, растворимая соль подвергается сильному действию диполей воды, и решетка разрушается, а гидратированные ионы переходят в водную среду. В воде они взаимодействуют с ионами HзО+ и ОН–.

Органические соединения взаимодействуют с солями очень медленно, реакции протекают часами или днями и, как правило, в результате столкновения молекул. В связи с этим применение органических жидкостей в качестве буровых растворов перспективно в части предупреждения растворения солей. Из органических соединений условиям технологии бурения в наибольшей мере отвечают спирты. Однако использование обычных спиртов имеет ряд трудностей, связанных с низкой температурой вспышки, большим испарением, низкой плотностью, высокой стоимостью и т.д. Применение доступных спиртов в качестве бурового раствора или жидкости глушения, по-видимому, является одним из направлений совершенствования этих систем. Низкая температура застывания спиртов позволяет успешно их применять при заканчивании и ремонте скважин в условиях вечной мерзлоты на Крайнем Севере и в Восточной Сибири.

243

Охлаждение их до минусовых температур перед подачей в скважину предупреждает оттаивание вечномерзлых горных пород.

Ниже приведены результаты исследований реагента Т-80 как жидкости глушения.

2.4.2. Состав и свойства реагента Т-80

Реагент Т-80 является побочным продуктом производства диметилдиоксана и представляет собой маслянистую однородную жидкость от светло-желтого до коричневого цвета со следующим химическим составом (в вес. %): диметилдиоксан – 2; сумма х допиранового спирта – 9,5; пирановый спирт – 4; сумма х додиоксанового спирта – 15; сумма х метилбутандиола – 1,5; сумма x диоксановых спиртов – 50; сумма тяжелого остатка – 18; эфирное число – 1,5–4 мг КОН/г; массовая доля гидроксильных групп – 23–36 %; температура вспышки реагента Т-80 в открытом тигле – 90 °С; температура замерзания – минус 50 °С.

Диоксан – циклический эфир, нейтральный агент, по своим свойствам подобен простому эфиру, представляет собой шестичленный гетероцикл с двумя атомами кислорода в цикле. Атомы водорода в цикле замещены на спиртовые радикалы, содержащие до 12 углеродных атомов.

Пирановый спирт, входящий в состав реагента Т-80, представляет собой шестичленный гетероцикл с одним атомом кислорода в цикле, атомы водорода замещены спиртовыми группировками. Метилбутадиол может находиться в нескольких изомерных формax. Тяжелый остаток состоит из полимеризованных веществ, которые образуются в результате экстракции, перегонки и очистки основных продуктов.

Из вышеизложенного следует, что основными cocтавляющими ингредиентами побочного продукта производства диметилдиоксана являются диоксановые и пирановые спирты. Эти спирты амфотерны. С сильноэлектроположительными металлами спирты реагируют с образованием алкоголятов. Силы связи в диоксановых и пирановых спиртах ковалентные, прочные. В побочном продукте хотя и содержатся вещества с гидроксильными группами, но они малорастворимы в воде из-за длинных углеводородных цепей.

Таким образом, исходя из особенностей состава, свойств и строения флотореагента, можно ожидать исключения процессов растворения и набухания в нем.

244

2.4.3. Исследование растворимости солей в реагенте Т-80

Экспериментальная оценка растворимости проведена на образцах, содержащих наиболее растворимые соли (карналлит и сильвинит), отобранных из галогенных отложений на Уньвинском нефтяном месторождении. Установлено, чтообразцысолейнерастворяютсявреагентеТ-80 (табл. 2.4).

Таблица 2 . 4

Растворимость образцов солей в Т-80

Несмотря на длительную выдержку образцов в реагенте Т-80, не отмечено потери его веса, тогда как в хлормагниево-фосфатном буровом растворе [172] как наиболее эффективном в настоящее время для бурения по солям эти же образцы теряли в весе 0,16–2,14 вес. % за более короткий срок – 24–480 ч (табл. 2.5).

Таблица 2 . 5

Растворимость образцов солей в хлормагниево-фосфатном буровом растворе

Примечание: образцы солей до и после выдержки в ХМФБР промывались этиловым спиртом.

245

Высокая стойкость солей к реагенту Т-80 является одной из основных, но неполной характеристикой бурового раствора для глушения скважин. Вторым весьма важным моментом является предупреждение процессов закупорки призабойной зоны продуктивных пластов под воздействием фильтратов буровых растворов.

В связи с этим была изучена степень набухания глин и глинопорошков в реагенте Т-80.

2.4.4. Исследование набухания глин в реагенте Т-80

Изучена набухаемость образцов керна, в основном глин, аргиллитов и алевролитов, отобранных из тульского горизонта Кокуйского месторождения (образцы А и Б), в реагенте Т-80 в сравнении с набухаемостью в фильтратах глинистых буровых растворов (табл. 2.6). Степень набухания образцов глин и керна определяли на приборе ПНГ.

Выбор образцов керна из тульского горизонта обусловлен большой схожестью их состава с составом пород терригенных коллекторов основных нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Для сравнения было проведено определение степени набухания глинопорошков. Установлено, что образцы керна в реагенте Т-80 имеют низкую степень набухания: менее 10 и 15 % для образцов А и Б соответственно (рис. 2.6). Более высокую степень набухания имеют суббентонитовые глинопорошки: альметьевский – 15 %, куганакский – 18 % и бентонит (ОБ) – 41 %

246

(рис. 2.7). Сравнениестепенинабуханияобразцовглинопорошкавфильтратах буровых растворов показывает, что реагент Т-80 в большей степени сдерживает процесс набухания, чем фильтраты пресного и хлоркальциевого буровых растворов.

Рис. 2.6. Кинетика набухания глинопорошков и образцов керна в Т-80: 1 – константиновский глинопорошок;

2 – альметьевский глинопорошок; 3, 4 – образцы керна А и Б соответственно

Рис. 2.7. Кинетика набухания бентонита:

1 – в дистилированной воде; 2 и 3 – в фильтратах пресного и хлоркалиевого буровых растворов соответственно;

4 – во флотореагенте Т-80

247

Из приведенных данных правомерно предположить, что применение реагента Т-80 при заканчивании скважин позволит предупредить, если не исключить полностью, снижение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

2.4.5. Исследование влияния жидкости глушения (реагента Т-80) на восстановление проницаемости образцов керна продуктивных пластов

Формирование зон кольматации и проникновения исследуемой жидкости в околоскважинном пространстве и их расформирование с оценкой восстановления исходной проницаемости изучалось на образцах пород бобриковского горизонта Уньвинского месторождения. Изучался диапазон проблемных коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами.

Методика экспериментов включала подготовку коллекции образцов (подбор, экстракцию, сушку, насыщение модели пластовой водой с минерализацией 234 г/л NаСl). Далее методом полупроницаемой мембраны создавалась остаточная водонасыщенность. Затем производилось донасыщение углеводородной фазой (керосином) под вакуумом. Для каждого образца в условиях приближенного моделирования залегания продуктивных пород определялась проницаемость по керосину в присутствии остаточной воды. Во всех опытах поддерживался одинаковым расход керосина, строго контролировались эффективное давление (7 МПа), время фильтрации и температура.

Следующим этапом работы было моделирование прискважинной зоны, причем на стенке скважины – входном конце составной модели – находилась порода с максимальной проницаемостью (образца № 53947, табл. 2.7), а с удалением от скважины проницаемость снижалась. Сначала определялась фазовая проницаемость модели по керосину, которая была принята за исходную. Направление фильтрации в данном случае было из пласта. Затем в обратном направлении исследуемой жидкостью глушения создавался перепад давления (Рскв – Рпл = 0,5 МПа), который поддерживался 1 сутки. Освоение скважины осуществлялось фильтрацией из пласта. При перепаде 0,5 МПа в первые минуты фильтрации не было вообще, потом достаточно быстро она стала нарастать. Через полчаса темп нарастания проницаемости заметно снизился, через 2 ч 15 мин про-

248

ницаемость сравнялась с исходной и далее стабилизировалась. Только в двух образцах коэффициент восстановления проницаемости (КВП) составил 90,2 и 90,4 %, в остальных – значительно выше. В образце № 53961 с самой сложной структурой порового пространства (в нем максимальное содержание остаточной воды – 21 %) коэффициент восстановления проницаемости составил 160,4 %.

Средняя величина коэффициента проницаемости по всем образцам составила 110,9 % (табл. 2.7), она практически была равна по величине КВП составной модели, равной 105,2 %.

Таблица 2 . 7

Влияние жидкости глушения на восстановление проницаемости образцов керна из продуктивных пластов месторождений

Таким образом, применение для глушения скважин реагента Т-80 перспективно, так как при этом не только не формируется зона кольматации, но даже увеличивается проницаемость прискважинной зоны по сравнению с нетронутым пластом. Последнее, по нашему мнению, обусловле-

249

но высокими отмывающими свойствами предложенной жидкости глушения и связыванием остаточной воды в керне.

Из вышеприведенных данных следует, что при глушении скважин реагентом Т-80 будут совмещаться процессы подъема бурильного инструмента после бурения и спуска лифта с операцией по интенсификации притока.

2.4.6. Технологические свойства реагента Т-80 как жидкости глушения

Реагент Т-80 имеет следующие технологические показатели свойств: ρ = 1060–1080 кг/м3, УВ500 = 46 с, θ 1/10 = 0/0 Па, Ф = фильтруется продукт, δ = следы, рН = 8, температура вспышки в открытом тигле равна 90 °С, температура замерзания составляет 50 °С, коэффициент восстановления проницаемости – 110,9 %. Реагент Т-80 позволяет успешно проводить газовыйкаротажирасчленять геологический разрез.

2.4.7. Разработка жидкости глушения скважин, пробуренных на продуктивные пласты с повышенными пластовыми давлениями

Ранее было показано, что в качестве жидкостей глушения скважин рационально использовать побочный продукт производства диметилдиоксана (реагент Т-80), который обладает небольшой плотностью 1060–1080 кг/м3, что в случае применения без дополнительных задавочных жидкостей в определенной мере ограничивает область его применения.

Всвязи с этим с целью расширения ассортимента жидкостей глушения, позволяющих осуществлять задавку скважин, пробуренных на горизонты с повышенным пластовым давлением, были выполнены исследования по поиску спиртов высокой плотности.

Врезультате было предложено применять 1, 1, 5-тригидрооктафтор- пентанол-1 – побочный продукт производства полифторированных спиртов (в дальнейшем именуемый спиртом-теломером) в качестве жидкости глушения.

Полифторированный спирт-теломер имеет следующие формулы:

250