Применение эффективной промывочной жидкости при вскрытии продуктивного пласта

АННОТАЦИЯ

В статье рассмотрены эффективные методы применения промывочной жидкости при вскрытии продуктивного пласта. Дан подробный анализ влияния различных факторов на продуктивность скважин в процессе вскрытия пласта, указаны причины снижения продуктивности скважин и различные методы их повышения.

ABSTRACT

The article discusses effective methods of using a drilling fluid when opening a productive formation. A detailed analysis of the influence of various factors on the productivity of wells in the process of opening the formation, the reasons for the decrease in well productivity and various methods of increasing them are given.

Ключевые слова: промывочная жидкость, вскрытие пласта, продуктивность, горно-геологические условия, месторождение, твердые частицы, фильтрат.

Keywords: flushing fluid, formation opening, productivity, mining and geological conditions, field, solid particles, filtrate.

Анализ влияния различных факторов на продуктивность скважин в процессе вскрытия пласта показывает, что основной причиной снижения продуктивности скважин во всех горно- геологических условиях месторождений является проникновение в пласт твердых частиц и фильтрата промывочной жидкости.

Обычно сохранить естественную первоначальную проницаемость пород продуктивного горизонта после его вскрытия практически не удаётся. Применение утяжеленных растворов с большим количеством твёрдой фазы всегда приводит к закупориванию пор пород частицами глины и утяжелителя. Уменьшению проницаемости продуктивного горизонта также способствует проникновение жидкой фазы бурового раствора на значительные глубины, вследствие чего снижается продуктивность скважин, а в некоторых случаях отсутствует приток пластовых флюидов [1].

Разнообразие условий бурения требует в каждом конкретном случае регулирования технологических свойств промывочных жидкостей, в том числе и высококачественных термо- и соле­устойчивых палыгорскитовых суспензий. Например, для получе­ния специальных буровых растворов с высокими антрифильтрационными свойствами требуется обработка эффективными ре­агентами-стабилизаторами, большинство из которых относится к классу высокомолекулярных органических соединений (синтети­ческих полиэлектролитов), являющихся поверхностно-активными веществами.

По результатам теоретических, лабораторных и промысловых исследований зарубежных и отечественных специалистов установлено что степень естественной проницаемости пласта зависит от физико-химического и гранулометрического состава горных пород, пластового флюида, типа и параметров промывочной жидкости, перепада давления (репрессий на пласт).

Эксплуатация скважин с дебитами, не соответствующими их максимальной продуктивности, снижает темпы отбора нефти и технико- экономические показатели разработки месторождения.

Поэтому разработка и выбор эффективных составов промывочной жидкости является одной из приоритетных задач бурения скважин на нефть и газ[2].

Несмотря на то, что снижение продуктивности скважин связано с проявлением различных геолого- промысловых факторов, в подавляющем большинстве рассмотренных работ, направленных на решение этой задачи, основной причиной ухудшения пласта указывается поражение её глинистым раствором [2].

Глинистый раствор представляет собой полидисперсную систему, дисперсной фазой которой является глина и частицы выбуренных горных пород. Внедрение глинистого раствора в пласт- коллектор происходит в ходе бурения скважины под действием репрессии на него.

Экспериментально установлено, что при высокой проницаемости 0,38-0,6 мкм² характерных для трещиноватых типов коллекторов, происходит наибольшая закупорка пор прискважинной зоны пласта и значительно затрудняется вымывание фильтрата и глинистых частиц из пласта при использовании методов воздействия на призабойную зону скважин.

При этом глубина зоны проникновения фильтрата при высоких репрессиях на пласт (порядка 15-20 Мпа) может достигать 10 и более метров.

Потери продуктивности скважины вследствие снижения проницаемости призабойной зоны пласта из-за проникновения промывочной жидкости в зависимости от типа используемого бурового раствора оценивается в широких пределах.

Наибольшее снижение продуктивности скважин наблюдается при бурении продуктивного горизонта гумантными буровыми растворами.

Даже после проведения кислотной обработки из-за низкого значения коэффициента восстановления первоначальной проницаемости пласта продуктивность скважин составляет 65-75% от их потенциальной величины.

Использование же полимерной промывочной жидкости позволяет после проведения кислотных обработок практически восстанавливать первоначальную продуктивность скважин, т.к. коэффициент восстановления проницаемости при бурении этим типом бурового раствора близок к единице.

Кольматирующая способность различных полимерных реагентов резко отличается от их плотности, применяемой концентрации и структуры молекул. При этом особого внимания заслуживают водополимерные растворы, которые независимо от концентрации полимера не создают ярко выраженные кольматации в приствольной зоне скважины и сохраняют первоначальные фильтрационно-емкостные свойства коллектора, перемещаются по пласту, не создавая особых сопротивлений движению газа из пласта при вызове притока. Такие свойства раствора объясняются линейной структурой макромолекул полимера.

Для подтверждения этого нами был разработан и испытан полимерный реагент на основе ПАВ, при приготовлении безглинистой промывочной жидкости, предназначенной для вскрытия продуктивного горизонта на скв №21 месторождения Гармистон(Республика Узбекистан).

Исходная безглинистая промывочная жидкость была приготовлена с применением гидрофобизирующего реагента 1РД-50 и принята для разбуривания цементного стакана и углубления ствола скважины со следующими технологическими параметрами: плотность-1010кг/м³; условная вязкость 17-18с; водоотдача 18-19 см³ /30 мин; рН-7-8.

Продолжая процесс углубления ствола скважины, с глубины 3469 м начали производить обработку циркулирующей рабочей промывочной жидкости  с новым полимерным реагентом на основе ПАВ.

После обработки рабочей безглинистой промывочной жидкости технологические параметры его стали следующими: плотность – 1020 кг/м³; условная вязкость- 42-43 с; водоотдача – 3,0-4,0 см³ /30 мин; рН-12.

Положительный результат на скв №21 месторождения Гармистон позволяет рекомендовать новый полимерный реагент на основе ПАВ для приготовления и химической обработки безглинистых промывочных жидкостей с целью проведения капитального ремонта и освоения нефтяных и газовых скважин.

Список литературы:

1. Акрамов Б.Ш., Умедов Ш.Х., Хаитов О.Г., Нуриддинов Ж.Ф.,Хамроев У., Зияева Н. Инновационная технология разработки нефте газовых залежей. Журнал «Наука техника и образование» №1, 2019
2. Акрамов Б.Ш., Хайитов О.Г. Освоение нефтяных и газовых месторождений в условиях АВПД. Журнал «Збирнык науково прац» Киев, 2003.
3. Акрамов Б.Ш., Умедов Ш.Х., Мирсаатова Ш.Х., Нуритдинов Ж.Ф.,Комилов Т.О. Вскрытие продуктивного пласта с применением пен. Журнал “Технологии нефти и газа” №4, 2017г Москва
4. Нифантов В.И. Вскрытие продуктивных пластов при строительстве и ремонте скважин. Под ред. К.М. Тагирова- М: изд. ООО «ИРЦ Газпром», -2002.-61с.
5. Совершенствование технологии вскрытия продуктивных отложений на Карачаганакском ГКМ. К.М. Тагиров, Б.П. Ситков, С.Н. Гронович, В.И. Нифантов. Газовая промышленность, 1986.-№8.-С.13-14
6. Тагиров К.М., Нифантов В.И., Акопов С.А. Определение градиента давления сдвига пены в пористой среде. Совершенствование техники и технологии строительства газовых и газоконденсатных скважин. Сб.науч.тр. ВНИИгаз-1989.-С.77-83.