Вплив промивальної рідини на колекторські властивості продуктивного пласта

РОЗКРИТТЯ, ВИПРОБУВАННЯ ТА ОСВОЄННЯ ПРОДУКТИВНИХ ГОРИЗОНТІВ

Обладнання для цементування свердловин

Для цементування свердловин використовують спеціальну техніку: змішувальні машини, насосні цементувальні агрегати, станцію контролю цементування (СКЦ), блок маніфольдів, спеціальну ємність для змішування тампонажного розчину перед закачуванням у свердловину, цементувальну головку та ін. Цю техніку завчасно доставляють на бурову і розміщують ближче до устя свердловини. До початку цементування цементувальні насоси, які будуть закачувати рідину в свердловину, з’єднують трубопроводами з цементувальною головкою, яка нагвинчена на верхній кінець обсадної колони. Для прискорення обв’язки обладнання використовується спеціальний пересувний блок маніфольда, на якому розміщують комплект труб із швидкоз’ємними з’єднаннями і два колектора (напірний і роздавальний) для під’єднання ліній від насосів.

Цементувальні агрегати призначені для закачування і протискування цементного розчину в свердловину, а також для подачі рідини в змішуючий пристрій цементозмішувальної машини при приготуванні цементного розчину. Можливість подачі рідини для замішування розчину мають не всі типи агрегатів. Цементувальні агрегати переважно виконуються самохідними і змонтовані на шасі вантажних автомобілів.

Станція контролю і управління процесом цементування свердловин СКЦ-2М призначена для автоматичного контролю і реєстрації на усті свердловини основних технологічних параметрів: густини рідини, що закачується в свердловину, тиску нагнітання, миттєвої витрати і сумарного об’єму закачаної рідини.

Самохідний блок маніфольда 1БМ-700 служить для роздачі протискувальної рідини і рідини замішування агрегатам, а також для з’єднання напірних трубопроводів агрегатів з устям свердловини.

Тривалі промислові спостереження і спеціальні дослідження показали, що промивальна рідина може суттєво вплинути на термін освоєння свердловини і величину припливу нафти або газу. Існує багато прикладів, коли свердловини, пробурені на неякісному, наприклад, хімічно необробленому глинистому розчині, не давали припливу нафти, хоча сусідні свердловини, пробурені з промиванням іншими рідинами, працювали з достатньо високими дебітами.

У чому ж суть впливу якості промивальної рідини на ефективність розкриття продуктивного пласта?

Проникнення в пласт промивальної рідини та її фільтрату веде до зміни перш за все структури порового простору і проникності приствольної зони. Ступінь цієї взаємодії залежить від ряду факторів і зменшується у міру віддалення від свердловини. В гранулярному пласті всю область, в яку проникла промивальна рідина та її фільтрат, умовно можна розділити на дві зони: зону кольматації і зону проникнення фільтрату.

Зона кольматації – це ділянка навколо свердловини, в пори якої проникли частинки дисперсної фази промивальної рідини. Її товщина залежить, в основному, від співвідношення гранулометричного складу промивальної рідини і структури порового простору, а також, імовірно, від перепаду тисків в період буріння і від тривалості дії промивальної рідини на породу.

Встановлено, що коли діаметр пор d_п породи менше потроєного діаметра d_ч частинок твердої фази промивальної рідини (d_п< 3 d_ч), то на поверхні стінок свердловини утвориться фільтраційна кірка, і частинки майже не проникають в пласт.

Якщо 3 d_ч,< d_п < 10 d_ч, то частинки твердої фази проникають в породу неглибоко, закривають пори і створюють фільтраційну кірку в самій породі. Товщина такої зони (1-2) см. Якщо d_п > 10 d_ч, то частинки проникають у пласт на декілька десятків сантиметрів і більше. У тріщинний колектор тверда фаза може проникати на дуже велику віддаль, іноді - на десятки метрів від свердловини. Внаслідок часткового відфільтрування дисперсійного середовища з промивальної рідини на поверхні тріщин утворюється фільтраційна кірка.

Видалити з пласта промивальну рідину, фільтраційну кірку та інші частинки твердої фази при освоєнні вдається лише частково. Проникність зони кольматації в результаті проникнення дисперсної фази часто знижується в 10 разів і більше.

Вплив фільтрату промивальної рідини на колекторські властивості більш складніший. По-перше, проникаючи в пласт, фільтрат рідини на водній основі зволожує породу. Часто у фільтраті містяться хімічні речовини, які сприяють збільшенню гідрофільності породи, а значить кількості фізично зв’язаної води. Це призводить до зменшення ефективного перерізу порових каналів і фазової проникності для нафти і газу.

По-друге, у продуктивних пластах є деяка кількість глинистих мінералів, які під впливом водного фільтрату гідратують і збільшуються в об’ємі, набухають, а це веде до зменшення ефективного перерізу порових каналів, закриття деяких з них і зменшення проникності.

По-третє, проникаючи у продуктивний пласт, фільтрат відтісняє від свердловини пластову нафту (газ). Фільтрат має меншу в’язкість, ніж нафта, а тому, рухаючись поровими каналами і мікротріщинами, зустрічає менший гідравлічний опір і на деяких ділянках рухається швидше, ніж нафта. У приствольній зоні утворюється суміш водного фільтрату і нафти, яка в порових каналах розділяється на крапельки фільтрату і нафти (емульсію). З утворенням емульсії гідравлічні опори фільтрації нафти до свердловини зростають, а фазова нафтопроникність зменшується.

По-четверте, у фільтраті містяться в розчиненому вигляді різні хімічні речовини. Деякі з них при взаємодії з речовинами, що знаходяться у продуктивному пласті, можуть утворювати нерозчинні осади, внаслідок чого частина порових каналів може бути закрита, а переріз інших каналів – звужений.

Зниження проникності колектора під дією фільтрату промивальної рідини, як правило, значно менше, ніж внаслідок кольматації частинами твердої фази. Проте глибина проникнення фільтрату в пласт у багато разів більша товщини зони кольматації. Найінтенсивніше фільтрат проникає в пласт у період буріння і промивання свердловини.

Чим менша швидкість буріння, тим триваліша дія потоку промивальної рідини. Із збільшенням тривалості дії і динамічної фільтрації зростає і радіус забруднення.

Дуже важливо не допускати значного забруднення продуктивних пластів при первинному їх розкритті, тому при виборі промивальної рідини необхідно керуватись такими положеннями.

1 При розкритті не допускати значної репресії на продуктивний пласт; бажано підтримувати рівновагу між тисками у свердловині і пласті.

2 Використовувати для розкриття промивальну рідину або взагалі без твердої фази, або з можливо меншим її вмістом. Бажано, щоб тверда фаза складалась з матеріалів, які здатні розчинятися в соляній або інших кислотах, що застосовуються для стимуляції припливу флюїда із пласта (крейда, вапняк, сидерит), або в пластових рідинах.

3 Фільтратовіддача промивальної рідини повинна бути мінімальною. У фільтраті не повинно бути компонентів, здатних при фізико-хімічних реакціях утворювати нерозчинні осади.

4 Промивальна рідина повинна бути низькотіксотропною і мати низькі значення статичного напруження зсуву і реологічних показників.

5 Ступінь мінералізації і солевий склад фільтрату повинні бути близькими до складу пластових рідин.

З точки зору цих вимог промивальні рідини можна розмістити в ряд за ступенем підвищення забруднюючого впливу на пласт: газоподібні агенти < промивальні рідини на вуглеводневій основі < промивальні рідини на мінералізованій воді < промивальні рідини на прісній воді.

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Властивості тампонажного каменю	\|	Горизонтів

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.01 сек.