Технологические промывочные жидкости. Учебное пособие

С целью образования агломератов (хлопьев) частиц твердой фазы, которые могут выпадать в осадок, в промывочных жидкостях используют коагулянты и флокулянты. Интенсивное перемешивание при введении коагулянта способствует равномерному распределению его в растворе и обеспечивает большое количество столкновений частиц твердой фазы, следовательно, усиливает их агломерацию.

Коагулянты уменьшают или нейтрализуют электрический заряд на поверхности частиц дисперсной фазы. В результате образуются агломераты частиц, но еще достаточно мелкие, чтобы осаждаться под действием сил тяжести. Для дальнейшего укрупнения частиц применяются флокулянты.

Коагулянты представлены в основном неорганическими соединениями, такими как хлористый кальций, известь, хлорное железо, хлористый магний хлор, хлорид железа, сульфат гидроокиси алюминия, сульфат железа. Существуют и органические коагулянты на основе полимеров с низкой молекулярной массой. Например, ИКФ – катионный коагулянт; КФ-91 М, который обладает еще и флокулирующими свойствами.

Неорганические коагулянты могут изменять свойства промывочной жидкости. В случае передозировки ионов металлов происходит интенсивное хлопьеобразование, что может затруднить контроль фильтрационных и реологических параметров бурового раствора. Органические коагулянты не имеют свойств, которые ухудшали бы качество промывочной жидкости [1,6].

Флокулянты – это вещества, способствующие образованию поперечных связей между частицами дисперсной фазы бурового раствора. При флокуляции, в отличие от коагуляции, происходит образование более крупных частиц (флокул), которые оседают под действием си-

31

лы тяжести; значит, можно получить более высокие скорости разделения жидкой и твердой фаз. Флокулянты воздействуют на частицы твердой фазы промывочной жидкости без изменения электрических свойств. При этом между частицами твердой фазы образуются мостики из макромолекул полимера за счет адсорбционных сил. Введение в буровой раствор высокомолекулярных флокулянтов сокращает расход низкомолекулярных коагулянтов, требуемых для агрегации частиц твердой фазы.

В качестве флокулянтов чаще всего применяются водорастворимые полимеры с большой молекулярной массой, которые имеют анионный, катионный или нейтральный заряд.

Эффективность полимера как флокулянта зависит от химического состава макромолекул и числа содержащихся в нем ионогенных групп, активность которых зависит от структуры и электрического заряда поверхности частиц твердой фазы. При флокуляции важно, чтобы происходила адсорбция уже закрепленных макромолекул на свободной поверхности других частиц.

Флокулянты могут быть неорганическими, природными и синтетическими. Неорганические флокулянты – это высококоллоидные соединения, которые действуют путем адсорбции или путем нейтрализации заряда взвешенных частиц твердой фазы буровых растворов. К таким флокулянтам относятся: гидроокиси металлов с полимерной структурой (гидроокись железа, гидроксид алюминия), коллоидные глины (бентонит), активированный кремний.

К природным флокулянтам относятся водорастворимые полимеры: крахмальные соединения, полисахариды, альгинаты. К крахмальным соединениям относятся картофельный и кукурузный крахмал, который выпускается в желатинированной форме и растворим в воде.

32

Полисахариды имеют неионную природу и в основном применяются в кислых средах, их получают из плодов рожкового дерева. Альгинаты имеют анионное действие, их получают из водорослей.

К синтетическим флокулянтам относятся производные акриламида – полиакриламиды, имеющие ионный характер. В промывочных жидкостях на водной основе широкое применение имеет флокулянт на основе частично гидролизованного полиакриламида. Высокомолекулярная амидная группа способствует образованию мостиков с частицами дисперсной фазы благодаря действию ван-дер-ваальсовых сил. На основе этого полимера существуют модификации флокулянтов с различными свойствами.

Формуляция усиливается при медленном перемешивании, так как частицы твердой фазы (агломераты) могут медленно соединяться в более крупные. При большой скорости перемешивания агломераты (хлопья) могут разрываться, соответственно, изменится их оптимальный размер и сила заряда [1, 6].

Вопросы для самопроверки

1.Какие твердые частицы различаются в дисперсной фазе промывочной жидкости?

2.Какое оборудование применяется для механического удаления частиц выбуренной горной породы?

3.С какой целью используется блок флокуляционной очистки промывочной жидкости?

4.Для чего применяются коагулянты и флокулянты?

5.Какие вещества относятся к коагулянтам?

6.Какие вещества относятся к флокулянтам?

33

Глава 6. ВОЗДЕЙСТВИЕ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ

Процесс вскрытия продуктивных пластов является важнейшим этапом в системе мероприятий по рациональной разработке нефтя-

ных и газовых месторождений. Качественное вскрытие продуктив-

ных горизонтов обусловливает повышение эффективности геолого-

разведочных работ и производительности скважин, улучшает приток нефти и газа из слабопроницаемых пропластков, что в конечном ито-

ге способствует увеличению нефтеотдачи пластов.

Тип и свойства промывочной жидкости оказывают большое вли-

яние на сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов,

продолжительность освоения скважины и величину притока нефти или газа.

Коллекторы бывают следующих типов: поровые, трещинные и порово-трещинные. Поровые – это такие коллекторы, в которых пла-

стовые флюиды движутся по поровым каналам. Трещинные коллек-

торы – такие, в которых движение пластовых флюидов происходит преимущественно по трещинам. Коллектор относится к порово-

трещинному типу, если пластовый флюид движется по поровым ка-

налам и по трещинам.

К коллекторским свойствам пласта относятся: пористость, про-

ницаемость, гидропроводность горных пород. Свойства продуктив-

ных пластов неоднородны и изменяются по площади и по толщине.

Изменение свойств пластов связано с геологическими факторами. Ко-

гда крупнозернистая порода сменяется мелкозернистой, коллектор-

ские свойства продуктивных горизонтов ухудшаются. Причем более

34

разрыхленная порода в купольной зоне пласта характеризуется луч-

шими коллекторскими свойствами. Коллекторские свойства породы,

более уплотненной в крыльевых зонах, снижаются.

При первичном вскрытии продуктивного пласта важной задачей является сохранение его коллекторских свойств, т.е. естественной проницаемости коллектора. Проникновение в пласт промывочной жидкости ведет к уменьшению структуры порового пространства и снижению проницаемости приствольной зоны. Область проникнове-

ния промывочной жидкости условно можно подразделить на две зо-

ны: зону кольматации, примыкающую к скважине, и зону проникно-

вения фильтрата.

Зона кольматации – зона, в которую проникли частицы дисперсной фазы бурового раствора. Толщина этой зоны может быть разной и зависит:

 от соотношения гранулометрического состава дисперсной фа-

зы промывочной жидкости и структуры порового пространства пла-

ста – размера пор, трещин;

от перепада давления между гидростатическим в скважине и пластовым при разбуривании пласта;

от продолжительности воздействия промывочной жидкости на продуктивный пласт [7].

Если диаметр пор породы меньше утроенного диаметра частиц твердой фазы бурового раствора, то частицы дисперсной фазы про-

никают неглубоко в породу и создают на стенках пор фильтрацион-

ную корку. Глубина зоны проникновения твердой фазы не превышает

1–2 см. Если диаметр пор породы превышает удесятеренный диаметр

35

частиц дисперсной фазы, то частицы проникают глубоко в пласт – на несколько десятков сантиметров и более. Если коллектор трещинова-

тый, то частицы дисперсной фазы могут проникать на десятки мет-

ров. На поверхности трещин создаѐтся фильтрационная корка и тре-

щины могут быть заполнены загустевшей промывочной жидкостью.

При освоении скважин ее можно частично удалить, тогда проницае-

мость зоны кольматации снижается.

Величина перепада давления при бурении продуктивного пласта влияет на величину естественного раскрытия трещин, в результате чего может происходить гидроразрыв пласта. В этом случае промы-

вочная жидкость (ее фильтрат и часть ее тонкодисперсной твердой фазы) проникает по трещинам на десятки метров в глубь пласта [7].

Продолжительность разбуривания продуктивного пласта, т.е.

воздействие промывочной жидкости на пласт, оказывает отрицатель-

ное влияние на глубину проникновения фильтрата бурового раствора.

Чем длительнее воздействие, тем больше загрязнение пласта.

Влияние фильтрата промывочной жидкости на коллекторские свойства пласта имеет более сложный характер. Попадая в пласт,

фильтрат промывочной жидкости на водной основе увлажняет поро-

ду. В фильтрате частично содержатся химические реагенты, которые способствуют увеличению гидрофильности породы. Происходит уве-

личение количества связанной воды, т.е. гидратных оболочек. Но возрастание толщины гидратных оболочек ведет к уменьшению эф-

фективного сечения поровых каналов, а повышение водонасыщенно-

сти – к уменьшению фазовой проницаемости для нефти и газа.

36

Кроме того, в продуктивных пластах имеется некоторое количе-

ство глинистых минералов. Под влиянием водного фильтрата многие из глинистых минералов гидратируются, набухают и увеличиваются в объеме. Это ведет к уменьшению сечения каналов породы, закры-

тию некоторых из них и уменьшению проницаемости коллектора.

Проникая в продуктивный пласт, фильтрат бурового раствора от-

тесняет от скважины пластовую нефть. В приствольной части образу-

ется смесь водного фильтрата и нефти, т.е. водонефтяная эмульсия.

Эмульсия представляет собой взвешенные в нефти капельки (шари-

ки) воды. Они окружены прочными адсорбционными пленками ас-

фальтенов, которые препятствуют слипанию капелек воды друг с другом и придают устойчивость эмульсии. При освоении скважины шарики воды водонефтяной эмульсии, продвигаясь по пласту, могут попасть в суженные участки поровых каналов и закрыть поры.

Для проталкивания шариков водонефтяной эмульсии через поро-

вые каналы требуется преодолеть большую разность капиллярных давлений менисков. Как правило, такие градиенты давлений в пласте отсутствуют даже вблизи ствола скважины, поэтому поры остаются закрытыми.

Содержащиеся в фильтрате промывочной жидкости некоторые химические реагенты при взаимодействии с веществами, присут-

ствующими в продуктивном пласте, могут давать нерастворимые осадки. В результате часть поровых каналов может быть закрыта или сужено сечение каналов. При взаимодействии фильтрата и содержа-

щихся в нем поверхностно-активных веществ с минерализованными пластовыми водами и углеводородами возможно выпадение твердого

37

осадка: нерастворимых солей, асфальтено-смолистых веществ, пара-

фина, которые сужают эффективное сечение поровых каналов и за-

крывают часть пор. Например, фильтрат пресного глинистого раство-

ра, обработанного ионогенными ПАВ (сульфонол, сульфонтеновые соли и др.), при взаимодействии с минерализованной пластовой во-

дой месторождений Урало-Поволжья девонских отложений дает твердый осадок вследствие частичного высаливания ПАВ.

Вопросы для самопроверки

1.Что понимается под зоной кольматации?

2.От чего зависит толщина зоны кольматации?

3.На что влияют вид и свойства промывочной жидкости при вскрытии продуктивного пласта?

4.Какое влияние оказывает фильтрат промывочной жидкости на коллекторские свойства плата?

38

Глава 7. ВЫБОР ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Промывочные жидкости можно расположить в ряд по степени увеличения загрязняющего воздействия на продуктивный пласт: га-

зообразные агенты, промывочные жидкости на углеводородной осно-

ве, безглинистые промывочные жидкости, промывочные растворы на минерализованной (соленой) воде, промывочные растворы на прес-

ной воде. Утяжеленные промывочные жидкости сильнее загрязняют продуктивный пласт, чем неутяжеленные того же класса.

Загрязняющее воздействие промывочного раствора тем меньше,

чем ближе состав и свойства фильтрата к составу и свойствам пла-

стовой жидкости.

Воздействие промывочной жидкости на коллекторские свойства продуктивного пласта индивидуально и зависит от многих факторов,

поэтому при выборе промывочной жидкости для вскрытия продук-

тивных пластов необходимо учитывать основные факторы.

Фильтрат промывочного раствора не должен способствовать набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы и количества связанной воды в поровых каналах пласта и, соответ-

ственно, толщины гидратных оболочек.

Состав фильтрата раствора должен быть таким, чтобы при про-

никновении его в пласт отсутствовали физические или химические взаимодействия, сопровождающиеся образованием нерастворимых осадков.

Гранулометрический состав твердой фазы промывочной жидко-

сти должен соответствовать структуре порового пространства про-

39

дуктивного пласта, чтобы предупредить глубокое проникновение твердых частиц в пласт. Поверхностное натяжение на границе разде-

ла «буровой раствор – углеводород (нефть или газ)» должно быть ми-

нимальным. Водоотдача промывочной жидкости должна быть мини-

мальной для условий забоя (температура и давление).

Плотность бурового раствора следует выбирать такой, чтобы гидростатическое давление столба раствора в скважине немного пре-

вышало пластовое давление или было равно ему, а при разбуривании пласта с АНПД (аномально низким пластовым давлением) было меньше пластового. Устье скважины должно быть надежно гермети-

зировано.

Время воздействия промывочной жидкости на продуктивный пласт должно быть минимальным.

При выборе промывочной жидкости для разбуривания продук-

тивного пласта следует сравнивать экономию, которая может быть получена от повышения скорости бурения, с потерями, возможными в результате загрязнения продуктивного пласта, и с дополнительны-

ми затратами в процессе освоения скважины.

Следует выбирать промывочную жидкость, при использовании которой экономия от ускорения больше суммы дополнительных за-

трат на освоение скважины. Такое сравнение можно сделать только на основе анализа применения различных промывочных жидкостей в данном районе и в других районах с подобными геолого-физичес-

кими условиями продуктивных пластов [7].

Для утяжеления промывочной жидкости при разбуривании про-

дуктивного пласта целесообразно применять утяжелители, из состава

40