книги / Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершенствованием составов буровых растворов, технологий и технических средств первичного и вторичного вскрытия продукт
..pdf1.2. ВЛИЯНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ЖИДКОСТЕЙ
ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН НА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ
СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Физико-химическое влияние буровых растворов и жидкостей глушения скважин идентично, поэтому ниже оно рассмотрено одновременно.
Отрицательное влияние буровых растворов и жидкостей глушения скважин на продуктивный пласт многообразно и сводится к набуханию глинистых минералов породы под воздействием фильтрата бурового раствора, закупорке пор твердыми частицами бурового раствора, осадками из фильтратов либо из самих пластовых жидкостей при явлениях флокуляции, суффозии, химических реакциях компонентов раствора и жидкостей глушения с компонентами пласта, снижению фазовой проницаемости для нефти при внедрении в призабойную зону водной фазы раствора, образованию водонефтяных эмульсий и газожидкостных систем в призабойной зоне, особенностями формирования зон проникновения. Все эти процессы обусловлены воздействием на пласт твердой фазы или фильтрата бурового раствора или одновременным влиянием обоих факторов.
При проектировании состава дисперсионной среды бурового раствора и жидкости глушения определяющими факторами являются инертность фильтрата, упрочняющее и модифицирующее его действие на глинистый цемент коллекторов. Кроме этого, фильтрат не должен проникать на большую глубину, быть подвижным или легко извлекаться.
Глубина проникновения фильтратов буровых растворов и жидкостей глушения неодинаково оценивается рядом авторов. Так, по данным И.И. Наборщиковой [12], для условий Пермского края глубина проникновения фильтрата доходит до 16 диаметров ствола скважины, а, по исследованиям В.М. Карпова и др. [13], составляет 0,11–0,22 м. Наименьшая глубина проникновения фильтрата (0,05–0,1 м) получена при использовании водных растворов ПАА [14]. Такой большой разброс в определении глубины проникновения фильтрата, по-видимому, обусловлен применением буровых растворов и жидкостей глушения, отличающихся по составу и показателям свойств, а также разнообразием условий бурения, в частности особенностями геолого-физических свойств коллекторов и физико-химическими свойствами насыщающих их жидкостей.
К фильтратам буровых растворов и жидкостей глушения предъявляются требования: не образовывать эмульсий и осадков с пластовыми
51
51
флюидами, обладать низким поверхностным напряжением на границе раздела фаз, при образовании в пласте смеси с пластовым флюидом иметь низкие напряжения деформации сдвига. В [15, 16] показано, что присутствие катионов К+ в фильтрате бурового раствора и жидкости глушения в значительной мере удовлетворяет вышеуказанным требованиям. Эту роль могут исполнять также ионы NH4 и Fe+2. В случае применения калиевых систем необходимо учитывать температурный режим, при котором планируют использовать вышеуказанные жидкости [17].
Химические реагенты, применяемые для приготовления буровых растворов и жидкостей глушения, оказывают отрицательное влияние на призабойную зону. Это обусловлено тем, что, попав в продуктивный пласт в составе фильтрата или непосредственно бурового раствора или жидкости глушения, они могут усиливать или уменьшать набухание глинистых частиц [18, 19], изменять физико-химические свойства поровых каналов [20, 21], образовывать на входной поверхности сжимаемую глинополимерную корку [22], формировать преграды в виде полимерных слоев, ассоциатов макромолекул и участков пространственной сетки [23]. Электролиты, ПАВ, твердая фаза бурового раствора и жидкости глушения способствуют образованию эмульсий в призабойной зоне [24–26].
Наличие в растворе и жидкости глушения активной глинистой фазы в больших количествах приводит к интенсивной кольматации порового пространства пород, значительно снижая их пористость и проницаемость. Так, глины, используемые для приготовления бурового раствора, содержат до 50 % частиц величиной менее 0,02 мм и 25 % частиц не более 0,001 мм. Снизить отрицательное влияние твердой фазы можно за счет уменьшения ее концентрации, а также регулированием ее дисперсности и химического состава. Однако проектирование и поддержание необходимой дисперсности твердой фазы бурового раствора и жидкости глушения является весьма трудоемкой операцией и связано с применением оборудования для избирательной очистки, так как в процессе бурения дисперсность твердой фазы изменяется как за счет диспергирования вводимой твердой фазы, так и обогащения бурового раствора шламом. Следует отметить, что отсутствие эффективных средств селективной очистки не позволяет при данном уровне технического оснащения применять метод кольматации путем регулирования дисперсности твердой фазы.
Из анализа факторов, оказывающих влияние на качество вскрытия продуктивных пластов и скорость бурения, следует, что наиболее перспек-
52
тивными являются буровые растворы и жидкости глушения с низким содержанием твердой фазы обычной и кислоторастворимой и безглинистые полимерные буровые растворы. Однако буровые растворы с низким содержанием твердой фазы в процессе бурения из-за плохой очистки практически повсеместно обогащаются выбуренной породой и через 100–300 м проходки переходят в буровые растворы из выбуренных пород. В том случае, когда породы карбонатные, их удаление из пластов возможно кислотной обработкой. Значительно меньшее отрицательное влияние на продуктивные пласты оказывают буровые растворы и жидкости глушения, не содержащие твердой фазы и имеющие предельно низкие значения вязкости и структурно-механических показателей, поэтому последние более перспективны, особенно при проводке и ремонте скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, к которым относятся большинство месторождений Урало-Поволжья. В этих условиях, как показано выше, требуется буровой раствор с низкой плотностью и минимальным показателем фильтрации, стойкий к пластовым водам и сероводородной агрессии. Однако при бурении или глушении безглинистыми буровыми растворами должна обеспечиваться неглубокая, но надежная кольматация пристенного слоя стенок скважин, чтобы исключить отрицательное воздействие фильтрата и твердой фазы не только бурового, но и цементного раствора на коллектор. Последнее обусловлено тем, что в процессе цементирования пласты испытывают репрессию в 1,3–1,6 раза большую, чем при бурении, а также высоким водоотделением из цементного раствора как при движении [26], так и в покое [27].
Сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов в большей мере определяется не только буровыми растворами, используемыми при бурении и вскрытии пластов, но и растворами, применяемыми при креплении, перфорации, вызове притока и ремонте скважин.
Следует отметить, что в настоящее время в отечественной и зарубежной практике каждый этап строительства скважин, начиная с начала бурения и кончая вызовом притока и ремонтом скважин, сопровождается частичной или полной заменой промывочной жидкости в стволе скважины, что, безусловно, повышает стоимость и снижает качество строительства скважин. Перспективным является создание такого состава бурового раствора, который эффективно было бы использовать не только при вскрытии продуктивных пластов, но и при выполнении других технологических операций, в частности при креплении, перфорации, глушении и вызове притока нефти.
53
53
Из анализа факторов, оказывающих влияние на фильтрационноемкостные свойства продуктивных пластов, следует, что предупреждение загрязнения призабойной зоны продуктивных пластов в большей мере возможно достичь, применяя безглинистые буровые растворы и жидкости глушения с низким содержанием твердой фазы.
Перспективным также является применение буровых растворов с кислоторастворимой твердой фазой, так как практически полное ее удаление из закольматированной зоны достигается проведением специальных технологических операций.
Наиболее простым и доступным раствором такого типа, по-видимо- му, являются буровые растворы из выбуренных карбонатных пород, тем более что фракционный состав их шлама отличается полидисперсностью, позволяющей кольматировать поры различных размеров. Положительным при этом является и то, что ввиду высокого содержания карбонатных пород в фильтрационной корке она успешно удаляется со стенок скважины применением доступных буферных жидкостей [28].
1.2.1. Современные представления о составе и свойствах эмульсионных буровых растворов
К эмульсиям относятся дисперсные системы, состоящие из частиц (капелек) одной жидкости, диспергированных в другой [29]. На свойства эмульсий больше всего оказывает влияние природа дисперсионной среды, поэтому гидрофобные эмульсии (их также называют эмульсиями 2-го рода, инвертными, или обратными) по своему характеру приближаются к растворам на нефтяной основе, а гидрофильные (эмульсии 1-го рода, прямые) близки к обычным растворам на водной основе. Согласно [23], гидрофобные эмульсии делятся на разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные, или желатинированные.
Современные воззрения на природу агрегативной устойчивости этих систем описаны в [30]. Однако, как отмечает Б.В. Дерягин [31], не существует универсального фактора устойчивости коллоидных систем. В зависимости от типа системы и природы эмульгатора механизм стабилизации эмульсий может существенно изменяться. Стабилизация эмульсий осуществляется введением эмульгаторов. Эмульгатором может служить ПАВ, молекулы которого, адсорбируясь на поверхностях капелек (глобул), образуют ориентированные молекулярные слои гелеобразной структуры.
54
А.Б. Таубманом и С.А. Никитиной предложена теория квазиспонтанного эмульгирования, которая является продолжением и развитием теории структурно-механического барьера. По их мнению, основным фактором стабилизации является структурно-механический барьер, препятствующий сближению капель и их коалесценсии, однако этот барьер локализован не вадсорбционном слое, а в объеме пленки, которая приобретает высокую вязкость и прочность вследствие наличия в ней капель микроэмульсий прямого типа с диаметром порядка сотен ангстрем. Остальная же часть масляной фазы находится в виде макроскопической эмульсии с размером капель, измеряемых микронами. Макроэмульсия образуется в результате механического диспергирования жидкихфаз, амикроэмульсия– в результатепроцесса, называемого квазиспонтанным эмульгированием иобусловленного диффузионным механизмом. Формирование защитной пленки названо квазиспонтанным, в отличие от истинно спонтанного эмульгирования, когда межфазное натяжение близкок нулю. Вданномжеслучаеоновсегдасущественноотличноотнуля.
Установлено [32, 33], что, помимо механических явлений поверхностного натяжения и адсорбированных на поверхности глобул дисперсной фазы макромолекул, на устойчивость (стабильность) прямых и обратных эмульсий оказываетвлияниеэнергетическийбарьерэлектрическойприроды.
Впервые нефтеэмульсионные растворы типа «масло в воде» начали применять в 1945 году в Техасе и на побережье Мексиканского залива на территории Луизианы [29].
Ван-Дейком и Вайхертом [32] проведены работы по изучению дисперсности и нефтеэмульсионных растворов. Показано, что диаметр наиболее крупных частиц равен примерно 0,25 мм. Позднее Э.Г. Кистером в [33] было отмечено, что в эмульсионном растворе размеры 90 % глобул и более колеблются в пределах 0,01–0,1 мм.
Важным фактором, оказывающим влияние на свойства эмульсионных растворов, является эмульгирование. Вильсон приводит опыт применения в качестве эмульгаторов высокомолекулярных синтетических полимеров натриевой соли таллового масла, танина в пресных и минерализованных растворах. Эти эмульгаторы были малоэффективны, а их расход значителен (1–10 масс. %). Для минерализованных растворов предлагалось использовать маисовый и модифицированный крахмал и лигносульфонаты натрия в количестве 4–6 масс. % [29], но при этом необходимо было выдержать строго определенную последовательность ввода компонентов, что и обусловило в основном ограниченное применение этих эмульгаторов.
55
55
Макги [44] изучал возможность получения 5%-й нефтяной эмульсии с малым содержанием твердой фазы с использованием в качестве эмульгатора сорбитана таллового масла.
Э.Г. Кистер предложил эмульгаторы для прямых эмульсий делить на три группы [1]: 1) анионогенные ПАВ – продукты на основе мыл и других производных растительных и животных жиров, таллового масла, сульфированных нефтепродуктов, а также алкиларилсульфонаты; 2) неионогенные ПАВ – оксиэтилированные продукты с различной длиной полигликолевой цепи, преимуществом последних является устойчивость к электролитам, в частности к кальций-ионам; 3) комбинированные ПАВ первой и второй групп. Эти эмульгирующие агенты, адсорбируясь на поверхности глобул, уменьшают поверхностное натяжение, увеличивают прочность (вязкость) адсорбционных слоев и обусловливают повышение стабильности эмульгированной нефти.
Изучено влияние на дисперсность эмульсии газойлевого контакта (ГК), нейтрализованного черного контакта (НЧК), КМЦ и УЩР [44]. Их применение позволило значительно повысить устойчивость эмульсий. Размер 96 % глобул составлял 50 мкм и менее при добавке последних в количестве 0,2; 0,3; 1,0 и 10,0 масс. % соответственно. Однако полученные нефтеэмульсионные растворывсежеимелисравнительнобольшиеразмерыглобул.
Всвязи с быстрым развитием химии налажено производство целого ряда ПАВ, но характер их влияния на состояние этих систем недостаточно изучен. В России буровые растворы на нефтяной основе начали применять
с1955 года по инициативе К.Ф. Жигача. В разработку физико-химических основ приготовления растворов на нефтяной основе (РНО) значительный вклад был внесен К.Ф. Жигачом, Л.К. Мухиным, В.К. Демишевым, Э.Г. Кистером и К.Л. Минхайровым [35–37].
Всостав РНО входили следующие компоненты (в масс. %): дизельное топливо или нефть (60–65), порошкообразный окисленный битум (14–17), порошкообразная окись кальция (10–40), вода (3–8). Другие рецептуры
РНО вместо СаО содержали окисленный парафин и каустическую соду. Растворы на нефтяной основе успешно применялись для вскрытия нефтяных пластов в Татарии, Башкирии и Азербайджане. В настоящее время эти растворы используют как для вскрытия продуктивных горизонтов, так и для предупреждения обвалов и растворения (размыва) горных пород.
Наряду с положительными свойствами: предупреждением разупрочнения различных горных пород и сохранением естественных коллекторских
56
свойств продуктивных пластов, РНО имеют и ряд недостатков, что обусловило малый объем их применения.
Все вышеуказанное привело к необходимости разработки менее трудоемких рецептур РНО – инвертных эмульсий (ИЭР). Характеристика 12 типичных применяемых в США инвертных эмульсий и описание общих принципов регулирования их свойств приведены В.Ф. Роджерсом [4].
В России значительная работа по разработке рецептур ИЭР, исследованию их свойств и применению выполнена в течение 1970–1985 лет. Существующие рецептуры инвертных растворов отличаются в основном методами их стабилизации.
Рецептура инвертной эмульсии, разработанной ВНИИБТ, основана на применении в качестве эмульгатора эмультала, получаемого из легких фракций таллового масла и структурообразователя СМАД-1. Данная рецептура испытывалась в Татарии, Пермском крае и Коми АССР. В целом получены удовлетворительные показатели. Однако в практике бурения имели место случаи расслоения эмульсии, что в сочетании с недостаточной термостойкостью этой рецептуры ограничивает ее применение.
Л.К. Мухиным с сотрудниками предложены рецептуры гидрофобных эмульсий на основе битумных порошков и безбитумных. Гидрофобная эмульсия на основе окисленного петролатума включает следующие компоненты (в об. %): нефть (35–40), СМАД-1 (12–14), воду пресную или соленасыщен- ную(48–50), известьстроительную(3–5 масс. % отобъемаэмульсии) [38].
В[45, 48] показано, что применение как битумной, так и безбитумной инвертных эмульсий позволяет повысить показатели работы долот, улучшить состояние стволов скважин и в целом сократить продолжительность их строительства. Недостатком этой рецептуры является сравнительно малое содержание воды. Способ инверсии прямой эмульсии в обратную путем ввода пламилона из фенолформальдегидной смолы предложен К.Л. Минхайровым и др. Применение этого раствора наиболее эффективно для проходки зон поглощений.
В[38–45] описан ряд рецептур ИЭР. Их применение в соответствующих условиях позволило улучшить состояние стволов скважин, повысить качество крепления и показатели работы долот. Однако, наряду с положительными сторонами, каждая из рецептур имеет определенные недостатки.
Из приведенного обзора видно, что в области разработки рецептур, изучения свойств и практического применения эмульсионных растворов проведена значительная работа. Однако по-прежнему остаются актуаль-
57
57
ными вопросы эмульгирования в прямых и обратных эмульсиях. Обращенные эмульсии от прямых отличаются многокомпонентностью состава и сложностью технологии приготовления, сравнительно узким пределом регулирования параметром и др. В связи с этим их применение должно быть достаточно обоснованным.
И.Д. Седлицким и С.М. Юсуповой показано, что нефтепродукты могут непосредственно взаимодействовать с глиной. Так, при помещении образцов бентонита в нефть увеличивается межплоскостное расстояние до 27°А и более. Следовательно, при определенных условиях в межплоскостном пространстве глинистых частиц вместо молекул воды могут адсорбироваться молекулы углеводородов с соответствующим изменением гидрофильнолипофильногобалансаиэмульгирующейспособностиглинистыхчастиц.
Исследованиями М.Р. Мавлютова и др. [46–50] показано, что эффект адсорбционного модифицирования глин нефтью может быть использован для повышения качества эмульсионных растворов. Так, для получения глинистых растворов с повышенными смазывающими свойствами предложено применять модифицирование нефтью глины после ее дегидрации при 280 °С. Однако, как показано ниже, перспективным является регулирование структурно-механических свойств раствора путем модифицирования нефтью серийно выпускаемого глинопорошка.
Анализ исследований в области физико-химии эмульсионных растворов показывает, что при определенных условиях структурно-механические и другие технологические свойства естественных водных суспензий могут регулироваться в достаточно широких пределах. В большей степени это может быть достигнуто при наличии в системе высокодисперсных глинистых частиц, выполняющих роль стабилизаторов эмульсии. Однако роль высокодисперсных глинистых частиц (добавок бентонитовых глин в естественных водных суспензиях) изучена недостаточно. Еще в большей мере это относится к системам, содержащим бентонитовую глину, предварительно модифицированную нефтью.
Таким образом, исследования поведения систем при добавках бентонитовых глин и особенно бентонитовых глин, предварительно модифицированных нефтью, представляют значительный теоретический и практический интерес.
Важное место в предупреждении осыпей и обвалов и повышении качества вскрытия продуктивных горизонтов имеет применение инвертных эмульсий, а рассмотренные рецептуры последних имеют ряд недос-
58
татков, например: расслоение систем, дороговизна и дефицитность компонентов, сложность технологии приготовления, использование продуктов нерегламентированного состава. Их свойства могут быть регулированы лишь в узких пределах, и в связи с этим изыскание эффективных и недефицитных эмульгаторов, совершенствование технологии получения и регулирования параметров инвертных эмульсий и исследование их свойств имеют большое теоретическое и практическое значение.
1.2.2. Анализ рецептур буровых растворов с низким содержанием твердой фазы
Одним из путей снижения угнетающего действия гидродинамического действия на забой и облегчения разрушения горных пород долотом является уменьшение плотности бурового раствора. Это возможно за счет уменьшения исходного содержания твердой фазы в растворе, его аэрирования или применения легких буровых растворов в сочетании со специальными устьевыми устройствами, позволяющими регулировать противодавление на продуктивные пласты.
По данным [1], оптимальное содержание твердой фазы в глинистом растворе составляет 3–6 %, причем преимущества раствора с малым содержанием твердой фазы могут быть реализованы лишь при условии сохранения постоянным ее начального содержания и возможности регулирования заданных свойств раствора в процессе бурения. Для регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе применяют механическую очистку (вибросита, гидроциклоны и центрифуги) и химические методы. Существующие вибросита в среднем удаляют из бурового раствора 8–10 % выбуренной породы. Применение гидроциклонных пескоотделителей при очистке неутяжеленных растворов повышает степень очистки на 20 % [52]. В последнее время ведется большая работа по созданию более совершенных технических средств для очистки буровых растворов. Однако новые конструкции вибросит, песко- и илоотделителей не обеспечивают должную степень очистки буровых растворов. Кроме того, они малопроизводительны и имеют низкий межремонтный период. Не налажено также производство устьевого оборудования, позволяющего регулировать противодавление в стволе скважин.
В отличие от механических средств очистки, химические методы позволяют селективно очищать буровой раствор от избытка глинистой
59
59
твердой фазы и удалять частицы разбуриваемых пород размером менее 10 мкм. Использование серийно выпускаемых реагентов, обладающих флокулирующими свойствами, таких как ПАА, метас, М-14, ГКЖ-10 и др., совместно с механическими способами соответствует более качественной очистке бурового раствора.
В нашей стране впервые рецептуры буровых растворов на основе реа- гентов-флокулянтов были предложены Э.Г. Кистером и Г.Я. Дедусенко [52]. В качестве реагентов, обеспечивающих селективную флокуляцию дисперсной фазы, авторы рекомендовали гидролизованный полиакриламид, М-14, метас. Показано, что свойства таких растворов существенно зависят от концентрации бентонита и полимера-флокулянта, а также от природы и концентрации разбуриваемой породы. Введение в эти растворы морской воды и солей оказывает ингибирующее действие на глинистые породы стенок скважины и способствует формированию более крупного и легче осаждающегося шлама [53]. Перевод растворов в нефтеэмульсионные позволяет повысить качество раствора, улучшить его смазывающие свойства, снизить расход твердой фаза на стабилизацию системы за счет образования более прочных сопряженных структур [1]. В [52] показано, что регулирование содержания твердой фазы может обеспечиваться за счет использования центрифуг и селективных флокулянтов. С целью повышения солестойкости предложено комбинирование защитных реагентов с селективными флокулянтами, в частности ГПАА с КМЦ-500, КМЦ-600 с метасом. Следует отметить, что содержание NaCl в этих растворах не превышало 3 %, а в условиях хлоркальциевой агрессии они были испытаны.
Для повышения механической скорости проходки в разрезах, представленных устойчивыми, но диспергирующимися породами, в буровой раствор вводят электролиты, предотвращающие или ограничивающие переход выбуренной породы в раствор. Так, И.Ю. Харив и др. [54] предложили рецептуру феррогуматного бурового раствора с пониженным содержанием твердой фазы. В его состав входят глинопорошок (8–20 %), сульфат железа (1–3 %) и УЩР (2–5 %). Буровой раствор имеет следующие показатели: ρ = 1060–1200 кг/м3, УВ = 19–25 с, θ1/10 = 0,9–1,2/1,4–2,6 Па,
Ф = (5–8) · 10–6 м3. Для улучшения смазочных свойств предложено вводить нефть, СМАД-1, графит.
Этими же авторами предложен ферроактивный буровой раствор, в котором в качестве стабилизатора использован гипан [55]. К.Л. Минхайровым и др. [56] предложен малоглинистый полимерный раствор для про-
60