Методи дії на привибійну зону пласта із використанням поверхнево-активних речовин

Перші роботи з використанням поверхнево-активних речовин (ПАР) на нафтових родовищах ВАТ «Укрнафта» були пов'язані насамперед із підви­щенням нафтовитисних властивостей розчинів, які нагнітали у привибійну зону або в поклад. Це пояснюється ос­новною властивістю ПАР - здатністю концентруватися на межі двох фаз та покращувати витиснення залишкової нафти із порового простору. Практично всі відомі процеси збільшення нафтовилучення передбачають мобілізацію тапереміщення залишкових вуглеводнів в обводнених зонах пласта. Їх мобілі­зацію можна здійснити підвищенням співвідношення гідродинамічних і капі­лярних сил, що буде визначатися так:

(4.2)

де К - капілярне число, µ_В - в'язкість витисного агента, V_B - швидкість нагні­тання витисного агента, т - пористість, δ_B - міжфазний натяг на границі «вуг­леводень (нафта, газоконденсат) - витисний агент».

Після заводнення кількість залишко­вих вуглеводнів у покладах може стано­вити від 20 до 50% і більше, а капілярне число для заводнення мати величину 10 ^-6.3 метою досягнення залишкової вуг-леводненасиченості, меншої за 10%, ка­пілярне число повинно мати величину, більшу від 10 ^-2. Аналіз співвідношення 4.2 показує, що підвищення в'язкості і/або швидкості нагнітання витисного агента може збільшити капілярне число лише в декілька разів, а шляхом змен­шення міжфазного натягу на границі ви­тисного агента з вуглеводнем можна його суттєво підвищити. Так, якщо міжфазний натяг між водою і рідкими вуглеводнями в пластових умовах має величину в ме­жах 10-20 мН/мі при цьому капілярне число становить10^-6 то для збільшення його до величини 10^-2 необхідно міжфаз­ний натяг зменшити в 10000 разів. Тоді міжфазний натяг витисного агента з вуг­леводнем повинен становити 10^-3 мН/м. Для зменшення міжфазного натя­гу використовують хімічні сполуки, що внаслідок позитивної адсорбції змі­нюють фазові й енергетичні взаємодії на поверхнях розділу «тверда поверх­ня – вуглеводень –вода - газ». Поверхнева активність таких сполук обумовлена як хімічною будовою, наприклад дифільністю їх молекул, так і зовнішніми фактора­ми (характер середовища і фаз, що кон­тактують, вміст цих сполук, температура тощо). Найбільш поширеними серед них є ПАР.

Концентрація поверхнево-активних речовин (ОП-10, сульфонол, превоцел та ін.) під час перших обробок коливалася від 0,05 до 0,5 %. У результаті їх проведен­ня було отримано значний додатковий видобуток нафти і газу. Але збільшення кількості проведених свердловино-опе­рацій показало, що ефективність вико­ристання поверхнево-активних речовин значною мірою залежить від геолого-промислових умов, типу і концентрації ПАР, що використовується, та інших чинників. За понад тридцятирічну іс­торію використання ПАР на нафтових родовищах ВАТ «Укрнафта» застосо­вували широкий спектр їх видів (від ОП-10 до барвоцелу) та різні технології (в цій різноманітності простежується тенденція до ускладнення самого проце­су дії). Найбільш ефективними ПАР, що пройшли широкі дослідно-промислові випробування в різних геолого-промислових умовах, є міцелярні розчини на основі нафтових сульфонатів.

Міцелярні розчини (вказана назва є тривіальною, а тому в неповному об­сязі висвітлює характеристику вказа­ного продукту) представляють собою складну суміш, що містить нафтовий сульфонат, вуглеводень, сульфат натрію чи амонію таводу. Завдяки міцелярній будові розчину вказана суміш має низь­кі показники міжфазного натягу на межі «розчин - вуглеводень (гас, нафта)», ви­сокі значення нафтовитисноїздатності розчинів у відношенні до залишкової на­фти та високі показники адсорбції ПАР на поверхні породи. На рисунку 4.1 показано ізотерми міжфазного натягу міцелярних розчинів, приготованих із карпатолу і ГНА, на межі з нафтою Долинського нафтового родовища (для порівняння наведено залежності міжфазного натя­гу від концентрації для розчинів ОП-10, сульфонолу НП-3 та їх суміші в співвід­ношенні як 1:1). Звідси видно, що міце­лярні розчини, на відміну від таких ПАР, як ОП-10, сульфонол НП-3, мають знач­но нижчі показники міжфазного натягу за умови вмісту в розчинах більше ніж 2% активної речовини. Нагрівання мі­целярного розчину в пластових умовах призводить до подальшого зниження міжфазного натягу. Особливо цей про­цес посилюється при температурах вище за 60 °С (рисунок 4.2) [7].

Концентрація, %

Рисунок 4.1- Ізотерми (20 °С) міжфазного натягу розчинів ОП-10 (1), суміші ОП-10 і сульфонолу (2), сульфонопу (3), карпатолу (4) і ГНА (5) на межі з нафтою Долинського родовища.

 

 

Рисунок 4.2 -Вплив температури на міжфазний натяг 5% водного розчину карпатолу на межі з нафтою Долинського родовища.

Проведений цикл вивчення нафтовитисних властивостей міцелярних роз­чинів показав, що 20%-на облямівка 5% його розчину може витиснути до 80% за­лишкової нафти, а обводненість продук­ції зменшуватиметьсяіз 100 до 10%. Най­кращі показники витиснення залишкової нафти міцелярними розчинами отримано для нафти Долинського родовища. Так, для даної нафти показник витиснення залишкової нафти становитиме: у разі ви­користання продуктів мирол - 45-58%, КНС - 24-55%, суми рол - 33-75% від­повідно. Тобто, будь-який міцелярний розчин (незалежно від способу отриман­ня) в умовах Долинського родовища за­безпечує достатньо високі показники витиснення, що підтвердило впровадження трьох продуктів (карпатол, мирол,КНС) на нафтових родовищах НГВУ «Долинанафтогаз». Високі показники витиснення залишкової нафти у разі використанняміцелярних розчинів отримано також для нафт Битківського (15-64%) гаБугруватівського (32-56%) родовищ. Для решти досліджених нафт вказаний показник не перевищує 45 %.

На основі проведених експериментівдля дії на привибійну зону нафтонасиче­них пластів автори пропонують викорис­товувати 5%-ний (за активною речови­ною) міцелярний розчин, що пов'язано зі зниженням міжфазного натягу та зростанням нафтовитисних властиво­стей розчину з підвищенням концент­рації нафтових сульфонатів. Технологіядії полягає в наступному. Концентрат міцелярного розчину розбавляють пріс­ною водою до необхідної концентрації. Перемішують до утворення однорідної суміші. У привибійну зону пласта нагні­тають запланований об'єм міцелярного розчину. Протиснення розчину здійсню­ють пластовою або прісною водою, об­робленою ПАР, чи нафтою. Міцелярний розчин залишають у пласті на 6-24 год. для руйнування водонафтових емульсій та капілярного просочування в низькопроникнізони пласта.

Метод дії на привибійну зону пласта міцелярними розчинами в ВАТ «Укрнафта» впроваджується з 1982 р. в основно­му на родовищах НГВУ «Долинанафтогаз». За цією технологією було проведено понад сто обробок із використанням карпатолу. За період із 1982 по 1994рр. на родовищах НГВУздійснено 102 обробки ПЗП міцелярними розчинами, за раху­нок чого додатково видобуто 58,5 тис. т нафти.Найбільшу кількість обробок здійснено і найкращі результати одержа­но зі свердловин еоценового покладу До­линського родовища, де додатковий ви­добуток нафти становить у середньому по 760 т на одну операцію. Дещо гірші по­казники мають свердловини еоценового покладу Північнодолинського родови­ща - по 491 т додатково видобутої нафти на одну операцію. Технологічна ефектив­ність обробок свердловин менілітового покладу на Долинському, Струтинсь­кому і Спаському родовищах значно нижча і становить відповідно 160, 130 і 82т додатково видобутої нафти на одну обробку. Успішність обробок ПЗП міце­лярними розчинами на всіх родовищах висока (77,5-85,7 %), а тривалість ефекту становить у середньому 109 діб. У зв'язку з припиненням виробництва карпатолу з 1996 р. на родовищах ВАТ «Укрнафта» застосовують тільки мирол та КНС.

Для досягнення максимальної гли­бини дії у разі використання мінімаль­ної кількості міцелярного розчину його нагнітання здійснюють двома порція­ми: на початку використовують 5%-ний (за активною речовиною) міцелярний розчин, після чого нагнітають міцеляр­ний розчин, що містить 2-3 % нафтових сульфонатів [7]. Вказана кількість на­фтових сульфонатів у другій порції є до­статньою для максимального зниження міжфазного натягу, а втрати на адсорб­цію ПАР на поверхні порових каналів ємінімальними, так як основна кількість ПАР вже адсорбувалася зпершої пор­ції міцелярного розчину. Таким чином, друга порція міцелярного розчину одно­часно є і активним розчином, і протискувальною рідиною.

Досвід використання звичайних міцелярних розчинів в умовах Долин­ського нафтопромислового району по­казав, що хоча ефективність повторних обробок є достатньо високою, але вона поступово зменшується зі збільшен­ням кількості проведених обробок. Ос­новною причиною цього є обробка тих самих інтервалів продуктивного плас­та без суттєвого збільшення об'ємів розчину, що нагнітається у пласт. Тому для підвищення ефективності дії міце­лярних розчинів у ході повторної оброб­ки необхідно розробити нові технології, що враховували б неоднорідність ко­лектора за проникністю. Найпростіший шлях розв'язання цього завдання є пор­ційне нагнітання міцелярного розчину в комплексі з тимчасово блокуючою рідиною. Завдяки такій технології за­безпечується поетапний вплив міцелярного розчину на пропластки з різною проникністю за рахунок тимчасового блокування вже обробленого пласта. Як тимчасово блокуючу рідину для ви­користання у таких обробках було за­пропоновано саморуйнівну полімерну систему, в основі якої суміш полімер­ного розчину і а деструкційного агента. За наявності деструкційного агента при пластових температурах розчин буде руйнуватися, тобто поступово втрачати­ме свою в'язкість. При цьому показник в'язкості буде змінюватися від в'язкості полімерного розчину до в'язкості чис­тої води. Залежно від температури та концентрації деструкційного агента час термокислотної деструкції полімеру може становити від 15 хв. до 7 діб. Окрім зменшення в'язкості, також відбуваєть­ся збільшення коефіцієнта відновлення проникності пласта до 95-100%.

Суть запропонованої технології по­лягає в послідовному нагнітанні у пласт міцелярного розчину, саморуйнівноїполімерної системи та міцелярного роз­чину упродовж декількох циклів [7]. Як саморуйнівну рідину використову­вали суміш 0,1-3%-ного водорозчин­ного полімеру, який під час деструкції утворює водорозчинні компоненти), та 0,2-5%-ного деструкційного агента. Під час проведення вказаної технології від­бувається нагнітання міцелярного роз­чину та саморуйнівної полімерної сис­теми у високопроникний пропласток. Завдяки створенню високов'язкого бу­фера друга порція міцелярного розчину проникає виключно у низькопроникний пропласток. У процесі освоєння свердло­вини завдяки руйнуванню полімеру буде спостерігатися деблокування високопроникних зон, що забезпечує відновлення роботи всього продуктивного розрізу видобувної свердловини.

Впровадження даного способу про­водилося виключно на нафтових родо­вищах НГВУ «Долинанафтогаз».

Переважно для обробки тільки низькопроникних пропластків, напри­клад за наявності обводненого високопроникного пропластка, пропонується нагнітання міцелярного розчину здійснювати двома порціями, перша з яких додатково містить гам­ма-опромінений поліакриламід (ПАА) (полімер «Полікар»). В основі даної тех­нології є здатність гамма-опроміненого ПААблокувати перфораційні канали пластів, де відбувається фільтрація роз­чину на першому етапі, і не проникати у поровий простір продуктивного пласта [7]. Завдяки цьому в процесі експлуатації свердловини самочинно відбуватиметь­ся деблокування пластів. Запропонова­на технологія пройшла дослідно-про­мислові випробування на нафтових родовищах НГВУ «Долинанафтогаз».

Випробування синтетичних ПАР для дії на привибійну зону нафтових свердловин розпочато в Долинському нафтопромисловому районі з вико­ристання суміші сульфонолу таОП-10 або превоцелу із концентрацією у вод­ному розчині 1-3 %. Проведені протягом 80-90 років минулого століття роботи підтвердили той факт, що вказані розчи­ни як за нафтовитисними експеримен­тальними, так і за промисловими дани­ми поступаються міцелярним розчинам. Однак їх застосування є достатньо ефек­тивним, що можна порівняти з ефектив­ністю таких робіт, як кислотні обробки.

На основі проведених лабораторних досліджень концентрацію ПАР у водно­му розчині під час її дії на привибійну зону запропоновано збільшити до 5%. Дослідно-промислові випробування таких висококонцентрованих розчинів ПАР довели ефективність їх застосуван­ня. Але під час використання жиринок­су на двох родовищах ВА'Т «Укрнафта» було встановлено, що вказаний продукт у разі контакту з нафтою утворює емуль­сію, що ускладнює експлуатацію свер­дловини. Пошук шляхів руйнування вказаної емульсії при пластових темпе­ратурах показав, що підкислення системи призводить до поступового розкладу емульсії. Тому для Долинського та Решетняківського родовищ (характеризу­ються утворенням водонафтової емуль­сії в присутності жириноксу) пропонується використання жириноксу за видозміненою технологією. З метою зменшення контакту з нафтою 5%-ний розчин жириноксу нагнітають у пласт між порціями підкисленого розчину жириноксу [7]. Досвід використання запропонованої технології в умовах Долинського родовища підтвердив зроб­лений висновок, що підкислення розчину жириноксу запобігає утворен­ню водонафтової емульсії. У жодній зі свердловин, де проводили обробки з використанням жириноксу, не спостеріга­лось утворення водонафтової емульсії. Використання жириноксу для умов Долинського родовища дещо поступається міцелярним розчинам за своєю ефек­тивністю, яка разом із тимє достатньо високою.

Досвід використання міцеляр­них розчинів на Спаському та Струтинському родовищах показав, що їх ефективність тут значно поступається ефективності їх дії на Долинському або Північнодолинському родовищах.. Особ­ливістю цих родовищ є низькі пластові температури (40-50°С) та наявність у нафті значної кількості асфальтосмолопарафінистих речовин. Такі умови спричиняють випадання важких ком­понентів нафти вже у привибійній зоні. Низькі пластові температури послаб­люють можливість ефективного від­мивання вуглеводневих відкладів мі­целярними розчинами. Тому для умов низькотемпературних родовищ пропонується обробку поверхнево-ак­тивними речовинами здійснювати цик­лічно із застосуванням різних розчинів ПАР за механізмом відмивання. Напри­клад, для Спаською та Струтинського родовищ дію на продуктивний пласт потрібно чинити послідовно, викорис­товуючи 5 %-ний розчин жириноксу або прогаліту, а потім уже міцелярний розчин [7]. Застосування жириноксу та прогаліту пов'язано з їх здатністю ефективно відмивати залишкову нафту за низьких температур та диспергувати або розчиняти важкі компоненти на­фти, що відклалися на поверхні поро­ди. Міцелярний розчин, що нагнітають услід, буде відмивати ті компоненти, що не відмиті під час використання неіоногенних ПАР, та руйнувати водонафтові емульсії. Дослідно-промислові випро­бування запропонованої технології у свер­дловинах Струтинського та Спаського родовищ дали змогу підняти додатковий видобуток нафти на 100-200 т порівня­но з технологією із використанням лише міцелярних розчинів.

Особливе місце серед методів дії з використанням ПАР займають об­робки газових та газоконденсатних свердловин. На відміну від обробок нафтових свердловин, нагнітання ПАР повинно забезпечити нормальну робо­ту газової свердловини за рахунок винесення з вибою та привибійної зони води та конденсату, що осідають там у процесі експлуатації і знижують дебіт свердлови­ни. Під час переходу свердловин на піз­ню стадію експлуатації ПАР повинні також забезпечувати зниження при­пливу пластової води. Винесення води та конденсату з газової свердловини до­сягається як за рахунок їх солюбілізації у водному розчині ПАР, так і за рахунок переходу у структуру пінної системи.

Першою технологією в цьому напря­мі був спосіб, що включав послідовне нагнітання у пласт водопоглинача (ме­танолу) та циклічне нагнітання метанольного розчину поверхнево-активної речовини, диспергованої газоподібним агентом із продавлюванням кожного циклу вуглеводневим газом високо­го тиску [7]. Як ПАР використовували ТЕ.АС-М при концентрації 0,5%, а як газоподібний агент - той же вуглевод­невий газ. Застосування даного способу забезпечувало висушування продук­тивного пласта від води за допомогою нагнітання метанолу окремо у складі пінної системи і обробку продуктивно­го пласта на значній глибині за рахунок використання пінної системи та її додат­кового протискування вуглеводневим газом, що не перешкоджає проникності газового пласта. Дослідно-промислові випробування та подальше впровадження запропонованої технології під­твердили високу її ефективність. У ре­зультаті отримано високий коефіцієнт успішності (понад 80 %) та значний при­ріст видобутку газу та конденсату.

Використання даного способу по­казало, що, незважаючи на високу ефективність, він має і деякі недоліки: по-перше, під час контакту метанолу з високомінералізованою водою у плас­тових умовах відбувається висалюван­ня солей із пластової води, що призво­дить до блокування пласта; по-друге, пінна система на основі метанолу має низькі значення піноутворюючої здат­ності, оскільки метанол є піногасником; по-третє, низька концентрація ПАР у розчині не розрахована на знач­ні глибини обробки пласта та втрати на адсорбцію ПАР на поверхні породи. Тому для підвищення ефективності та­ких обробок автори [7] пропонують техно­логію дії проводити наступним чином. У пласт послідовно нагнітають газований підкислений (до 3%-ної соляної кислоти) розчин метанолу, вуглеводне­вий газ із високим тиском, циклічно газований розчин суміші ПАР та спирту (0,5-10% ПАР із піноутворюючими та гідрофобізуючими властивостями, 3-30% етиленгліколю або діетиленгліколю та пластова вода) і вуглеводневий газ із високим тиском. При цьому для повно­го адсорбування ПАР на поверхні нагнітання газованого спиртового розчину ПАР та його протискування здійснюють у декілька етапів, із різними процент­ними концентраціями ПАР та спирту в кожному циклі закачування, а також витримуючи в часі на кожному етапі. Підкислення метанолу соляною кис­лотою попереджує висалювання солей із пластової води із мінералізацією по­над 100 г/л, підвищує стабільність пін­ної системи та спінювання конденсату за рахунок використання етилен або діетиленіліколю. Підвищення концент­рації ПАР до 5-10% у першій порції та витримування на адсорбцію дає мож­ливість адсорбувати на віддалі від ви­бою значну кількість ПАР, що під час наступної експлуатації свердловини буде надходити у потік пластових флюїдів і покращувати роботу газової свердло­вини. Використання даного способу, названого технологією газованого піноутворювача, дало змогу підтримувати успішність проведених робіт на такому ж рівні, як і під час застосування про­тотипу. Додатковий видобуток газу та конденсату, незважаючи на ускладнен­ня умов видобутку, також залишається на високому рівні [7].

 

5 РОЗКРИТТЯ ПРОДУКТИВНИХ ПЛАСТІВ З НИЗЬКИМИ ПЛАСТОВИМИ ТИСКАМИ

При розкритті пластів з аномально низькими пластовими тисками з вико­ристанням для цього звичайних крапельних промивних рідин є небезпека не тільки глибокого проникнення у пласт фільтрату, але і поглинання самою рідиною під впливом великого диференційного тиску. Відомо багато випадків, коли із таких пластів, забруднених увібраним глинистим розчином, не вдавалось взагалі отримати нія­кого припливу.

Зменшити небезпеку забруднення та підвищити якість розкриття пластів з низькими коефіцієнтами аномальності можна, якщо у про­цесі буріння підтримувати рівновагу між тиском у свердловині та пластовим тиском, а при дуже низьких коефіцієнтах аномальності — навіть від’ємний диференційний тиск. Якщо коефіцієнт аномальнос­ті пластового тиску знаходиться у діапазоні , рівновагу тисків можна забезпечити навіть при використанні для про­мивки крапельних рідин (на вуглеводневій основі). Якщо ж , для підтримання рівноваги тисків доводиться використовувати аеровані промивні рідини, піни або газ (повітря). При рівновазі тисків попереджується можливість поступлення у пласт промивної рідини та її фільтрату, але не виключається можливість всмоктування її водної основи під дією капілярних сил та осмотичного тиску. Зви­чайно, можливий ступінь зниження проникності для пластової рідини при цьому суттєво зменшується. І все ж його необхідно врахову­вати і склад водної основи вибирати так, щоб негативний вплив вказаних факторів звести до мінімуму.

Застосування аерованої рідини. Найширше використовують аеровану воду, мінералізовану з метою зменшення осмотичного тиску. Ос­новний метод аерації — змішування повітря, що нагнітається у лінію обв’язки свердловини компресорами, з водою, яка подається у неї буровими насосами.

Підтримання рівноваги тисків можна забезпечити шляхом регу­лювання об’ємного витрачання рідкого дисперсійного середовища та ступеня його аерації (тобто відношення об’ємного витрачання по­вітря при нормальних умовах до об’ємного витрачання рідкого сере­довища). Так як у процесі розбурювання продуктивного пласта у промивну рідину поступають також вуглеводневі гази, частково газування рідини відбувається безпосередньо у свердловині, і це необхідно враховувати при регулюванні подачі компресорів.

Застосування піни. Піни є своєрідною аерованою рідиною. У аерованій воді повітря знаходиться у вигляді великих бульбашок, які легко рухаються відносно рідкого середовища. Така система термодинамічно дуже нестійка: навіть при короткочасній зупинці циркуляції вона швидко розпадається на окремі компоненти: повітря швидко рухається вверх, а рідке середовище стає майже повністю дегазованим.

Своєрідність піни полягає, по-перше, у тому, що в їх склад входить чотири або п’ять компонентів (повітря, вода, піноутворюючі ПАР, тверді частинки вибуреної породи, часто — стабі­лізуючі ПАР, які сприяють підвищенню стійкості); по-друге, повітря (газ) присутнє у вигляді дрібних бульбашок, які рівномірно розподіляються в усьому об’ємі та розділені тонкими рідинними плівками; по-третє, полярні групи ПАР сильно гідратовані і утворюють на поверхні водяних прошарків своєрідний каркас, який надає піні стійкості, тобто здатності тривалого існування повіт­ряних бульбашок у нерухомому середовищі, протидіє коалесценції бульбашок, виділенню із піни основної маси повітря та відстоюван­ню дегазованого дисперсійного середовища.

Так як стійкість піни значно вища стійкості аерованої води, реальний вміст повітря (газу) у піні при однаковому ступені аера­ції вище. Тому тиск, який створюється піною, на стінки свердлови­ни менший, ніж при промивці аерованою водою. На рисунку 5.1 приведено графік розподілу тисків по глибині свердловини при промивці водою (крива 1), аерованою водою при ступені аерації рівному 40 (крива 2), та піною з тим же ступенем аерації при концентрації сульфанолу 0,1% (крива 3); витрачання рідкої фази у всіх випадках однакове. Зі збільшенням глибини різниця тисків, які створюються потоком аерованої води і потоком піни при однаковому ступені аерації і витрачанні дисперсійного середовища, збільшується. Ця різниця при інших рівних умовах збільшується зі зменшенням витрачання дисперсійного середовища.

Рисунок 5.1 — Графік розподілу тисків по глибині свердловини при промивці водою, аерованою водою та піною

 

Так як піна має більшу стійкість і містить більшу кількість повітря, дегазація її складніша, ніж аерованої води або звичайно­го газованого глинистого розчину. Для руйнування піни та видален­ня газу потрібні високопродуктивні дегазатори. Дегазації піни сприяє також дроселювання потоку у штуцері, який встановлюється на викиді із свердловини.

Застосування газоподібних агентів. При розбурюванні продуктивних пластів з дуже низькими коефіцієнтами аномальності, а також пластів з низькою проникністю або насичених високов’язкою нафтою для видалення шламу із вибою можна успішно використовувати повіт­ря (газ). У цьому випадку дякуючи від’ємному диференційному тиску зовсім не забруднюється, а у свердловину у процесі буріння при­пливає пластова рідина. Для запобігання утворення вибухово небезпечної суміші повітря з пластовими вуглеводнями у повітряний потік вводять водний розчин піноутворюючих ПАР. Гирло свердловини герме­тизують відповідними превенторами.

Багатовибійні свердловини. На нафтових родовищах з аномаль­но низьким пластовим тиском, з поганими колекторськими властивос­тями, з високою в’язкістю нафти приплив до свердловини можна сут­тєво підвищити, якщо кратно збільшити поверхню фільтрації. Для цього із основного стовбура свердловини бурять декілька бічних стовбурів, спрямовуючи їх нахилено або майже горизонтально по продуктивному пласті. Довжина бічних стовбурів коливається від де­кількох десятків до декількох сотень метрів.

Розрахунки показують, що дебіт свердловини, пробуреної в од­норідному за колекторськими властивостями пласті, може збільшуватись у 2 рази і більше, якщо сума довжин бічних стовбурів та­кого ж діаметра, як і основний, буде дорівнювати 10-20% радіуса зони живлення. На рис. 5.2 показано графік залежності відносного дебіту багатовибійної свердловини від віднос­ної довжини бічних стовбурів у продуктивному пласті. Під віднос­ним дебітом розуміють відношення дебіту багатовибійної свердловини до дебіту свердловини такого ж діаметра без бічних стовбу­рів. За відносну довжину прийнято відношення суми довжин бічних стовбурів до радіусу зони живлення. У багатьох випадках приріст дебіту буває навіть значно більшим.

Кількість бічних стовбурів залежить від конкретних умов тієї частини продуктивного пласта, в якій споруджується свердло­вина. Якщо продуктивні пласти на родовищі не сильно виснажені попередньою експлуатацією, горизонтальні проекції бічних стовбу­рів розміщують звичайно так, щоб рівномірно дренувати зону жив­лення. Якщо ж родовище сильно виснажене або колекторські власти­вості дуже неоднорідні за потужністю та по площі, доводиться вра­ховувати і відповідно регулювати довжину, кількість та профіль бічних стовбурів, спрямованих у той чи інший бік.

Необхідно зауважити, що через складність робіт по примусо­вому викривленню бічних стовбурів, порівняно низьких швидкостей буріння, а також через те, що важко запобігти прориву сторонніх вод до продуктивного пласта багатовибійні свердловини споруджують в основному у тих випадках, коли інші методи інтенсифікації припливу нафти неефективні [3].

 

Рисунок 5.2 — Графік впливу кількості та відносної довжини бічних стовбурів на відносний дебіт багатовибійної свердловини. Цифри біля кривих означають кількість бічних стовбурів

 

 

6 РОЗКРИТТЯ продуктивних пластів
з АНОМАЛЬНО ВИСОКИМИ ПЛАСТОВИМИ ТИСКАМИ

 

Перед розкриттям пласта з аномально високим тиском свердловину для запобігання газо -, нафто - та водопроявів заповнюють обважненою промивною рідиною, густина якої повинна бути такою, щоб вико­нувалась умова .

Чим вище коефіцієнт аномальності пластового тиску, тим, як правило, менша різниця між індексом тиску поглинання та коефіці­єнтом аномальності. Тому часто статичний тиск стовпа промивної рідини наближається до тиску поглинання (тобто гідро­розрив або розкриття природних тріщин) продуктивного пласта. Під час буріння і особливо під час спуску бурового інструменту у свердловину при подібній ситуації промивна рідина під дією високого гідродинамічного тиску, який там виникає, може проникнути по тріщинах та інших крупних каналах у продуктивний пласт і сильно забруднити його.

Чим менше густина пластової рідини і більша потужність про­дуктивного пласта, тим більша різниця між коефіцієнтами аномаль­ності у покрівлі і біля підошви пласта. При великій потужності пласта через це під час буріння на нижню частину його діє дуже ве­ликий надлишковий тиск:

, (6.1)

де Р_гд — гідродинамічний тиск під час промивки або спуску колони труб.

Тому завдання попередження забруднення продуктивних об’єктів з аномально високим пластовим тиском важливе не менше, ніж при розкритті пластів з низькими коефіцієнтами аномальності.

Основний шлях вирішення задачі — це підтримування у період розбурювання пласта мінімального позитивного диференційного тиску.

Під час розбурювання продуктивного пласта у промивну рідину завжди поступає пластова рідина. Основними шляхами проникнення пластової рідини (газу) у свердловину у цей період є:

а) разом з уламками породи, що вибурюється, пори якої вона насичує;

б) у результаті дифузії;

в) внаслідок гравітаційного заміщення легкої пластової рідини у крупних порожнинах, розкритих свердловиною, важчою промивною рідиною;

г) у результаті припливу із пласта у тих випадках, коли тиск у свердловині стає нижчим пластового (наприклад, при швидкому під­йомі бурової колони, при підйомі долота з сальником, який опи­нився біля нього, під впливом зниження порового тиску у тиксотропній промивній рідині при тривалій відсутності циркуляції).

Легша пластова рідина (перш за все, газ) намагається пересу­ватися у важчій промивній рідині вверх. Якщо гирло свердловини відкрите, то по мірі підйому по її стовбуру із пластової рідини виділяються бульбашки розчиненого газу і об’єм бульбашок посту­пово збільшується. Коли ж відстань до відкритого гирла стає не­великою (декілька сотень метрів), розширення бульбашок газу від­бувається дуже інтенсивно.

Якщо вміст пластового газу у промивній рідині незначний, виділення вільних бульбашок і розширення їх по мірі наближення до гирла не є небезпечним до тих пір, поки зниження вибій­ного тиску, зумовлене зменшенням густини промивної рідини, незнач­не і доки з допомогою засобів дегазації, які є на буровій, вда­ється повністю видаляти газ і відновлювати вихідну густину промивної рідини перед новим циклом циркуляції. Газування промив­ної рідини, однак, стає небезпечним, якщо викликані цим змен­шенням густини промивної рідини, що циркулює, та зниження вибійного тиску значні; так як може початися (або інтенсифікуватися) приплив із пласта. Однією із ознак виникнення такої небезпечної ситуації є збільшення рівня рідини у приймальних ємкостях насосів при про­мивці внаслідок неповної її дегазації.

Часто у свердловинах напроти продуктивного пласта у період відсутності промивки утворюються пачки газу. Якщо відновити про­мивку, пачка газу буде рухатися вверх і збільшуватися в об’ємі. При наближенні до гирла вона у результаті інтенсивного розширен­ня виштовхне із свердловини розміщену вище порцію промивної рі­дини; при цьому тиск на вибої стрімко понизиться. Таке яви­ще називають викидом. Різке зниження тиску на вибої при викиді часто приводить до інтенсивного припливу із пласта і фонтануван­ню, якщо не вжити заходів що до герметизації гирла та створення достатнього тиску на пласт. Тому відновлювати промивку у випад­ку газування промивної рідини необхідно тільки при герметизованому гирлі свердловини.

Велику небезпеку становить поступлення у промивну рідину значної кількості газованої нафти, так як вибійний тиск при цьому зменшується не тільки у результаті розширення бульбашок газу по мірі наближення до гирла свердловини, але також внаслідок того, що густина нафти завжди менша за густину промивної рідини.

Якщо гирло свердловини закрите, то при русі газованої пачки вверх по стовбуру можливе лише дуже обмежене розширення бульба­шок газу по мірі того, як у результаті водовіддачі у породі буде зменшуватися об’єм промивної рідини. Але це не означає, що у бульбашках газу зберігається тиск, близький до пластового. Чим вище піднімається газована пачка, тим більше стає надлишковий тиск на закритому гирлі і, відповідно, тим більший тиск, який передається промивною рідиною на стінки свердловини, тим більша небезпека розриву порід і поглинання. Пониження ж рівня рідини при поглинанні веде до зменшення протитиску на газоносний пласт та інтенсифікації припливу з нього.

При швидкому відкриванні автоматичного запобіжного клапана, як і у випадку відтоку рідини через штуцери надземного гермети­зуючого обладнання при значному надлишковому тиску на гирлі, у системі виникають коливання тиску (хвильовий процес), що нега­тивно відбивається на роботі обладнання. Істотно зменшити амплі­туду коливань можна, якщо у системі обв’язки противикидного об­ладнання гирла використовувати штуцери з регульованою величиною площі прохідного каналу, а після таких штуцерів встановити спе­ціальні сепаратори підвищеного у порівнянні з атмосферним тиску і достатньо великого об’єму. Це дозволяє зменшити перепад тис­ків, який спрацьовує у штуцері, і здійснити первинну сепарацію газу із промивної рідини.

В останні роки все ширше застосовується метод буріння, при якому підтримується рівновага між пластовим тиском в об’єкті, що розбурюється, і вибійним тиском. Підтримання практично нульового диференційного тиску дозволяє істотно підвищувати швидкість бу­ріння та зводити до мінімуму забруднення продуктивного пласта. У цьому випадку, однак, у період розбурювання продуктивного пласта, особливо з високим коефіцієнтом аномальності, у свердло­вині поблизу гирла із промивної рідини може виділятися газ. Отже, гирло свердловини повинно бути постійно герметизоване, а у кільцевому просторі при бурінні може виникнути надлишковий тиск. Умова рівноваги тисків:

, (6.2)

де Р_у.к — надлишковий тиск біля гирла у кільцевому просторі [3].

Якщо забезпечити добру неперервну дегазацію промивної рідини і не допускати великої концентрації газу і нафти у ній, можна добитися, щоб надлишковий тиск протягом тривалого часу роботи долота на вибої практично був відсутнім, Р_у.к 0. Для цього необхідно під час кожного рейсу заповнювати свердловину промивною рідиною, густина якої розрахована з врахуванням її реологічних властивос­тей швидкості і режиму плину у кільцевому просторі у відповідності з умовою (6.2), ретельно контролювати як властивості рідини, так і режим промивки. Перед закінченням рейсу на період спуско-підйомних операцій та інших робіт, при яких свердловину не промивають, її заповнюють важчою промивною рідиною, густину якої вибирають при дотриманні умови . Цю рідину зберігають у резервних місткостях, обв’язаних з буровими насосами. При віднов­ленні промивки для чергового рейсу обважнену рідину витісняють із свердловини у резервні місткості і знову замінюють легшою. Щоб звести втрати кожної із рідин у результаті їх переміщування до мі­німуму і забезпечити дотримання рівноваги тисків при бурінні, до­цільно для контролю густини рідини, яка виходить із свердловини, використовувати автоматичний густиномір.