Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

Тагиров К.М., Нифантов В.И.
Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии.

Глава № 2

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Заключение-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

анекдоты

программы

истории

ГЛАВА

ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ СПЕЦИАЛЬНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ПЕН С ГОРНЫМИ ПОРОДАМИ

2.1. БЛОКИРОВАНИЕ ПОГЛОЩАЮЩИХ ПЛАСТОВ ПОЛИМЕРСОЛЕВЫМИ СПЕЦИАЛЬНЫМИ ЖИДКОСТЯМИ

В литературе традиционно утвердилось понятие «глушение скважины». Технологические операции по глушению скважин проводят как при ликвидации газонефтеводопроявлений и поглощений, так и для временной их остановки. Если в первом случае глушение скважины осуществляется с целью надежной изоляции проявляющего пласта, то во втором для временного блокирования его на период проведения различного рода запланированных ранее работ.

В последние годы активно проводятся научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки (НИОКР) технологии и технических средств для проведения различных операций в работающей скважине без ее предварительного глушения.

Не отрицая перспективности методов ведения работ в скважине с избыточным давлением на устье, разработка технологии, технических средств и материалов для глушения скважин не теряет своей актуальности. Авторы работы [51] подчеркивают, что «проблема глушения скважин возникает практически во всех газонефтяных районах. Ее решение различными методами частично снижает напряженность в добыче газа, газоконденсата, нефти и требует разработки комплекса мер, материалов и технологий и конкретного изучения не только месторождения, но и каждой скважины в отдельности».

В опубликованной литературе существует четкое разграничение: применение различных методов по изоляции и разобщению пластов при бурении, заканчивании и ремонте скважин, а глушение скважин проводится, как правило, при капитальном и подземном ремонте. По определению А.И. Булатова с соавторами «глушение скважин – технологический

Т а б л и ц а 2.1

Промывочные жидкости для первичного вскрытия и временного блокирования продуктивных пластов и глушения скважин

Тип промывочной жидкости

Эмульсионные растворы на основе дизельного топлива (ЭРДТ)

Эмульсионные растворы на основе отработанного моторного масла (ЭРОММ)

Эмульсионные растворы на нефтяной основе (ЭРН)

Пенообразующая жидкость с наполнителем

Гидрогель-магниевый раствор

Компонентный состав

ДТ + ПВС + + КМЦ + + ФХЛС + вода

ОММ+КМЦ+ + гипан + вода

Нефть + + КШЖ+ + NaOH + + ФХЛС + + КМЦ + глина + вода ПАВ(КССБ) + + КОФС + + ДТ +

+ торф + водный раствор

CaCl2

Раствор бишофита + + NaOH + + крахмал + + КМЦ + мел

Плотность

жидкости,

кг/ м3

917 — 983

980 — 990

950-1010

1180— 1200

1220–1240 1450–1470 (с добавлением мела)

Область применения

Для вскрытия и временного блокирования неустойчивых терригенных пород с АНПД

То же

Для временного блокирования пеной высокопроницаемых продуктивных пластов с АНПД

Для вскрытия продуктивных пластов с АВПД

процесс, в результате которого создается противодавление на пласт» [51, с. 183] . Опираясь на это определение, глушение скважин можно проводить и в процессе ее заканчивания в условиях депрессии на продуктивный пласт.

Р.А. Гасумовым [52] разработаны составы специальных жидкостей, которые рекомендуется использовать для первичного вскрытия и временного блокирования продуктивных пластов. Жидкости различных типов, которые обеспечивают временное блокирование продуктивных горизонтов в условиях аномальных пластовых давлений, приведены в табл. 2.1.

Для глушения скважины и временного блокирования продуктивного пласта могут быть использованы как традиционные технологии, так и новые способы с применением специальных полимерсолевых жидкостей. В качестве примеров приведем описание некоторых специальных жидкостей, разработанных за последние годы.

2.1.1. ПОЛИМЕРНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ВРЕМЕННОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТА

Полимерный состав для временной изоляции пласта [53] обеспечивает повышение надежности временного блокирования поглощающего, в том числе продуктивного пласта, за счет улучшения реологических параметров полимерной жид-кости.

Достигается это тем, что известный состав, содержащий радиолизованный ?-облучением полиакриламид и воду, дополнительно содержит кальций азотнокислый при следующем соотношении компонентов, % (по массе):

Радиолизованный полиакриламид........................................................... 0,5-0,8

Кальций азотнокислый................................................................................ 30-50

Вода................................................................................................................ Остальное

Радиолизованный полиакриламид (ПАА) получают из водного раствора полиакриламида, содержащего 6—10 % (по массе) основного вещества, путем его ?-облучения дозой 0,5-2,5 Мрад, в результате чего происходит разрыв связей основной цепи макромолекулы или отрыв замещающей группы, и возникает свободный радикал. В инертной среде свободные радикалы рекомбинируются или в них происходит внутримолекулярные перегруппировки, в которых обычно участвуют только атомы, находящиеся в непосредственной близости от места разрыва. Рекомбинация приводит к сшиванию и постепенному переходу в полимер сетчатого строе-

ми». Введение в состав кальция азотнокислого с концентрацией, близкой к максимальной растворимости, обеспечивает преобладание в растворе одновалентных ионов [CaN03] + , что способствует изменению его реологических параметров, обеспечивающих надежную изоляцию пласта. Объясняется это тем, что ионы воды и кальция азотнокислого имеют различный заряд, разные размеры, что проявляется в различном механизме взаимодействия с радиолизованным полиакрила-мидом.

Порядок приготовления состава: готовят раствор соли Ca(N03)2 заданной концентрации, к нему добавляют расчетное количество облученного полиакриламида, затем смесь перемешивают. Жидкий состав, который имеет время загус-тевания 6—10 ч, закачивают в пласт под избыточным давлением. Скважину заполняют любой технологической жидкостью, с которой работают до ремонта. Частицы радиолизо-

Т а б л и ц а 2.2

Состав, рецептура

и реологические параметры полимерного раствора,

Номер п/ п

4 5 6 7 8 9

Состав, % (по массе)

Характеристики

Предель-ное динамическое напряжение сдвига, Па
Статичес-

з Р о а в диоли ПАА
Кальций азотнокислый
Вода
Пластическая вяз-кость, Па?с
кое напряжение сдвига через 10 мин, Па

0,50
-
Остальное
0,068
42,0
6,2

0,70
—
—
0,200
Не измери-
26,1

0,80
-
-
Не измерима
Не измери-мо
Не измеримо

0,50
30
69,5
0,086
48,53
11,0

0,70
40
59,3
0,095
52,35
16,0

0,80
50
49,2
0,311
54,91
40,3

0,80
30
69,2
0,310
54,80
40,1

0,40
20
79,6
0,075
43,25
9,7

0,90
60
39,1
Не измерима
Не измери-мо
Не измеримо

0,65
20
79,35
0,080
47,0
9,2

П р и м е ч а н и е. Испытание состава проведены в аналогичных условиях. ления раствора. Значение проницаемости определено для керна без предва заданного состава.

ванного полимера набухают в пласте, обеспечивая надежную изоляцию. Блокирующий экран снимают после проведения ремонтных работ обычными методами.

Составы и свойства исследованных полимерных растворов приведены в табл. 2.2. Содержание в полимерном составе ра-диолизованного полиакриламида менее 0,5 % (по массе) не позволяет достичь достаточной вязкости, увеличение содержания более 0,8 % (по массе) экономически нецелесообразно, так как реологические свойства состава не изменяются. При содержании в растворе кальция азотнокислого менее 30 % (по массе) ухудшаются реологические параметры в сторону уменьшения вязкости и предельного динамического напряжения сдвига, увеличение содержания более 50 % (по массе) не влияет на дальнейшее улучшение параметров и является экономически нецелесообразным.

Разработанный полимерный состав обеспечивает снижение проницаемости пористой среды до 79,5–80,7 %, что свидетельствует о его высокой блокирующей способности. После

результаты его влияния на проницаемость кернов песчаника

раствора

Плотность
раствора,
кг/ м3
Начальная
проницаемость,
мкм2
Проницаемость после закачки раствора, мкм2
Градиент
давления
сдвига,
МПа/ см

1010
1,05
0,56
0,062

1010
1,44
0,67
0,069

1010
0,90
0,25
0,117

1250
2,92
1,46
0,067

1270
3,60
0,89
0,170

1290
3,46
0,67
0,20

1220
4,99
1,02
0,150

1200
1,57
0,90
0,058

1310
4,24
0,92
0,159

1200
3,81
0,96
0,064

Восстановление проницаемости, %

дувки воз-

50,0 24,7 19,3 20,4 57,2 21,6

Замеры реологических параметров осуществляют через 6 ч после приготов-рительной обработки, затем при воздействии на него полимерного раствора

проведения необходимых ремонтных работ в скважине проводят работы по восстановлению проницаемости продуктивного пласта, например, обрабатывают скважину водным раствором соляной кислоты, что позволяет восстановить проницаемость пористой среды до 79,8–91,7 %.

2.1.2. ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ

Пенообразующий состав для проведения ремонтных работ в скважине [54] обеспечивает временное блокирование продуктивного пласта, устойчив к воздействию высоких температур и пластовых флюидов. Цель достигается пенообразующим составом, включающим бентонит, водорастворимый полимер акрилового ряда – гидролизованный полиакрилонитрил (ги-пан), анионогенное поверхностно-активное вещество – три-этаноламиновую соль алкил-сульфатов (ТЭЛС) с длинной ал-кильной цепью – 7–12 углеродных атомов, гидроксид алю-

Т а б л и ц а 2.3

Влияние добавки газоконденсата и нефти на кратность и устойчивость пены

Номер состава
Рец
ептура ТЭАС
ПОЖ для пригот (по массе)
Гидро-
хлорид Гипан
алюминия
овления пены,
%
Параметры пены

Бентонит
Конденсат
Нефть
Вода
Кратность
Устойчивость, с/ см3

1
2,0
2,0
3,0
0,2
-
-
92,8
3,0
15640

2
2,0
2,0
3,0
0,2
–
25,0
–
2,7
15638

3
3,0
4,0
4,0
0,5

25,0
88,5
3,5
16139

4
3,0
4,0
4,0
0,5
–
25,0
88,5
2,0
16143

5
2,5
3,0
3,5
0,3
25,0
–
90,7
3,5
15892

6
2,5
3,0
3,5
0,3
–
25,0
90,7
3,1
15884

7
1,9
1,9
2,5
0,1
25,0
–
93,6
2,6
10000

8
1,9
1,9
2,5
0,1
–
25,0
93,6
2,2
9854

9
3,1
4,1
4,1
0,6
2,5
–
88,1
3,5
16130

10
3,1
4,1
4,1
0,6
–
2,5
88,1
2,8
16143

миния и воду при следующем соотношении компонентов, % (по массе):

Бентонит ............................................................................. 2,0–3,0

Гипан.

ТЭАС.

Гидроксид алюминия

Вода

3–4 2,0–4,0 0,2–0,5 Остальное

Бентонит используют по ОСТ 39-202–85 на глины различных марок. Авторами исследовались глины следующих марок: ПББ (основной минерал – монтмориллонит), ПБГ (основной материал – палыгорскит), ПКГД (основной минерал – каолинитогидрослюда). Действие глин указанных марок в пе-нообразующем составе идентичное.

Построение многослойных разветвленных адсорбционных слоев стенки пузырька газа позволяет повысить устойчивость трехфазных пенных систем к действию углеводородов с тяжелыми радикалами и высоким температурам. Результаты проведенных исследований приведены в табл. 2.3.

Содержание в пенообразующем составе, % (по массе): бентонита менее 2,0; гипана менее 3,0; ТЭАС менее 2,0; гид-роксида алюминия менее 0,2 нецелесообразно, так как не способствует упрочнению структурных адсорбционных слоев пленки воздушного пузырька пенных систем.

Содержание в пенообразующем составе, % (по массе): бентонита более 3,0; гипана более 4,0; ТЭАС более 4,0; гидро-ксида алюминия более 0,5 экономически нецелесообразно, так как не способствует улучшению физико-технологических показателей пенных систем.

2.1.3. ВЯЗКОУПРУГИЙ СОСТАВ

Вязкоупругий состав [55] предназначен для разделения различных по свойствам жидкостей и пенных систем в широком диапазоне температур 5 — 110 °С.

Технический результат достигается в результате включения в жидкость акрилового полимера — радиолизованного ?-излучением полиакриламида (РПАА), бихромата щелочного металла, формальдегидсодержащей структурообразующей до-бавки и воды, при следующем соотношении компонентов, % (по массе):

Бихромат щелочного металла.................................................... 0,05 — 0,30

КССБ:::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::::= Остальное

РПАА используют по ТУ 6-01-1049-81, бихромат щелочного металла — по ГОСТ 2652 — 78.

Разработанный вязкоупругий состав многоцелевого назначения. Известно использование водного раствора РПАА в буферной жидкости для глушения нефтяных и газовых скважин с целью уменьшения загрязнения пласта за счет снижения адгезии дисперсной фазы к породе, а также применение РПАА в смеси с:

кальцием азотнокислым для повышения надежности изоляции;

феррохромлигно-сульфонатом и ПАВ для повышения эффективности изоляции за счет получения устойчивой пены;

бентонитом, силикатом натрия для улучшения тампони-

щегося геля.

РПАА (см. п. 2.1.1) имеет сетчатую структуру, образующуюся при разрыве связей основной цепи макромолекулы ПАА линейного строения под действием ?-излучения. Сетчатая структура РПАА способна удерживать большое количест-во воды, которое входит в макромолекулярную матрицу, увеличивая внутреннее трение между отдельными макромолекулами РПАА, благодаря чему он имеет значительно большую вязкость растворов, чем необлученный ПАА при равном содержании основного вещества в растворе.

КССБ представляет собой продукт конденсации лигно-сульфонатов с фенолом и формальдегидом в кислой среде с последующей нейтрализацией едким натром. В данном составе КССБ играет двоякую роль:

во-первых, является восстановителем в системе и обеспечивает образование трехвалентного хрома из бихромата щелочного металла:

СгСН20 + — ( — СН2 — СН — )х------------> — ( — СН2 — СН — )х

I — лН20 I

со со

I I

NH2 NH

сн2

NH I СО

— (— СН2 — СН — )х;

во-вторых, катионы трехвалентного хрома являются сшивающим агентом для РПАА и КССБ, образуя смешанную бинарную полимерную систему с новыми свойствами:

лН2СО+(л + 1)С6Н5ОН---- >

-»

сн

Таким образом, «сшивка» РПАА с образованием поперечных связей происходит при участии трехвалентного иона хрома и олигомера новолачной смолы:

-0,5nNH

I СО

NH 2 ]л

CO NH CO

-(R-CHj-fe, Cr3+

J2n

п 1

–СН2–СН– СН2– СH

СН

—»

со

I NH

| СО

СН2-сн- СН2-

COO |

Cr–(–R–CH2-)m

| СОО

| СН – СН2 –

СН–СН2

| COO

| Cr

| COO

| CН–СН

СН-

со

I NH

| СО

I СН— J

Учитывая, что процессы гелеообразования состава вследствие реакционной способности ингредиентов в области низких пластовых температур (ниже 15 °С по ГОСТ 25597–83) протекают достаточно интенсивно с образованием гелей с необходимыми реологическими свойствами, нижней температурной границей применения состава следует считать 5 °С. При более низкой температуре (около 0 °С) реологические свойства РПАА ухудшаются, что ограничивает его применение.

Верхняя граница применения состава (110 °С) обусловлена тем, что при более высоких температурах происходит трансформация связей в макромолекулярной матрице геля, приводящая к ухудшению его реологических показателей и фильтрации, что особенно отрицательно влияет на песконесущую и кольматирующую способности состава.

Достаточные вязкоупругие свойства состава, его компонентный состав, обеспечивающий включение всех ингредиентов в макромолекулярную матрицу, исключающий их присутствие в полимерном растворе в «свободном» виде и возможность химического взаимодействия с цементным и глинистым растворами с образованием слоев однородной массы, обусловливают применение данного состава в качестве разделителя потоков технологических жидкостей.

Наличие в составе геля смол новолачного типа, участвующих в процессах формирования макромолекулярной матрицы с прочными поперечными связями, предопределяет хорошую адсорбционную и адгезионную способности состава на поверхности стенок скважины. При этом образуется плотная полимерная пленка, препятствующая проникновению в поры пласта фильтратов цементного и глинистого растворов и твердых частиц, что свидетельствует о достаточно хороших кольматирующих свойствах данного состава.

Образование геля с высокими водоудерживающими и стабильными реологическими свойствами необходимо для

Т а б л и ц а 2.4

Результаты исследований свойств и параметров ВУС в различных термоди

Компонентный состав, % (по массе)
Условия испытаний

Номер опыта

Пластическая вязкость

Полиа-
крила-
мид
Бихро-
мат
калия
КССБ
Вода
Темпера-тура, °С
Давле-
Л, мПа-с

РПАА

1
0,3
0,05
0,1
Осталь-
20
0,1
57

2

ное
5
0,1
55

3

110
20
43

4

120
30
20

5
0,5
0,30
0,5
Осталь-
20
0,1
48

6

ное
5
0,1
48

7

110
20
37

8

120
30
21

9
0,4
0,20
0,3
Осталь-
20
0,1
75

10

ное
5
0,1
73

11

110
20
57

12

120
30
25

13
0,9
0,11
0,1
–
20
0,1
58

14

5
0,1
55

15

110
20
41

16

120
30
16

17
0,3
0,11
0,5
–
20
0,1
42

18

5
0,1
40

19

110
20
29

20

120
30
17

21
0,4
0,05
0,3
Осталь-
20
0,1
38

22

ное
5
0,1
37

23

110
20
30

24

120
30
16

25
0,4
0,30
0,1
–
20
0,1
50

26

5
0,1
46

27

110
20
36

28

120
30
12

29
0,2
0,4
0,5
–
20
0,1
24

30

5
0,1
23

31

110
20
14

32

120
30
6

33
0,6
0,31
0,6
–
20
0,1
Не изме

34
0,4
0,20
–
–
20
0,1
37

35

5
0,1
35

36

110
20
20

37

120
30
16

ПАА

38
0
4
0,3
Осталь-ное
20
0,1
9

намических условиях

Пескоудер-
Фильтрация через коль-

живающая
матационный слой, обра-

Динами-

способность,
зованный ВУС на фильт-
Эффект сме-

ческое напряжение сдвига х, дПа
Фильтро-отдача ?, см3/ 30 мин
г/ см3
ре ВМ-6, см3/ 30 мин
шивания с
цементным и
глинистым
растворами

через 1 ч
через 2 ч
глинистого цементного
раствора с раствора с
водоотдачей водоотдачей
10 см3/30 50 см3/30

мин (ФГР)
мин (ФЦР)

258
2,5
0,157
0,170
2,0
4,7
Трудно

212
2,7
0,155
0,181
2,0
5,0
смешивает-

201
2,5
0,186
0,197
2,5
6,7
ся, образо-вание одно-родной мас-сы не наб-

38
6,0
0,318
0,361
6,5
18,5

477
2,7
0,054
0,098
1,0
2,5

452
2,4
0,052
0,112
1,2
2,8

391
2,5
0,075
0,091
2,0
3,0
людается

65
7,0
0,277
0,298
5,7
16,5

285
3,0
0,103
0,128
1,5
3,5

262
3,0
0,111
0,128
1,7
3,5

198
3,0
0,175
0,198
1,6
3,6

51
7,0
0,223
0,261
5,2
14,0

291
2,0
0,040
0,075
1,3
3,0
Трудно

263
2,5
0,056
0,078
1,5
3,0
смешивает-

185
2,3
0,121
0,165
1,8
5,2
ся, образо-вание одно-родной мас-сы не наб-

57
7,5
0,205
0,236
4,0
26,5

174
4,7
0,110
0,118
3,0
7,5

176
5,0
0,112
0,126
3,5
7,5

148
4,5
0,186
0,198
4,0
8,0
людается

46
10,0
0,392
0,406
8,0
31,0

597
3,3
0,147
0,168
2,1
4,8

595
3,5
0,140
0,175
2,0
4,5

425
3,5
0,176
0,198
2,5
5,0

62
7,5
0,316
0,345
8,5
28,5

390
2,5
0,078
0,088
2,5
5,2

312
2,5
0,070
0,093
3,0
6,0

218
3,0
0,127
1,148
3,0
5,5

46
9,0
0,286
0,323
8,0
27,5

78
17,3
0,326
0,380
6,5
16,0
Частично

65
18,0
0,338
0,401
6,0
14,5
смешивает-

36
21,0
0,565
0,628
8,5
24,0
ся

12
41,5
В течение 1 ч осадок песка
9,5
47,0

римы

0,015 | 0,025
1
—

489
6,0
В течение 1 ч
7,0
21,0

398
6,5
осадок песка
7,0
23,0

216
12,0

8,0
35,0

66
18,0

9,5
45,5

66
47,6
В течение
5 мин осадок
песка
8,0
27,0
Смешивается хорошо с образованием однородной массы

П р о д о л ж е н и е т а б л. 2.4

Номер опыта
Компонентный состав, % (по массе)
Условия испытаний
Пластическая вязкость ?, мПа?с

Полиа-
крила-
мид
Бихро-
мат
калия
КССБ
Вода
Темпера-тура, °С
Давле-

АА K2Cr2O7Na2SO3 5 5 5 4

П р и м е ч а н и я: 1. Определение реологических свойств состава проводи систометре КЦ-3.

0,19
0,35
0,75 Форма– лин 0,35

20
5 110 120
0,1 0,1 20 30

выполнения функции песконосителя. В случае выполнения гидроразрыва пласта с помощью предлагаемого состава последующее восстановление проницаемости пласта проводят путем кислотной обработки, вызывающей деструкцию состава. При закачке в высокотемпературные пласты, восстановление проницаемости последних происходит самопроизвольно после термодеструкции состава при температуре выше 160 °С в течение 2–3 ч.

Разработанные высокоупругие составы (ВУС) имеют следующие параметры (табл. 2.4).

В результате анализа данных установлено, что содержание РПАА в растворе менее 0,3 % (по массе) не обеспечивает его концентрации для образования структуры с необходимыми по цели реологическими свойствами, а более 0,5 % (по массе) нецелесообразно, так как образуется высоковязкий полимерный раствор с плохой прокачиваемостью.

Содержание в растворе бихромата щелочного металла менее 0,05 % (по массе) и КССБ менее 0,1 % (по массе) не обеспечивает получение геля с поперечными связями необходимой прочности для реализации его многоцелевого назначения, а содержание бихромата щелочного металла более 0,3 % (по массе) и КССБ более 0,5 % (по массе) экономически нецелесообразно, так как дальнейшего улучшения технологических показателей не происходит.

Динами-ческое напряже-ние сдви-га ?, дПа

Фильтро-отдача ?, см3/ 30 мин

Пескоудер-живающая способность, г/ см3

через 1 ч

через 2 ч

Фильтрация через коль-матационный слой, образованный ВУС на фильтре ВМ-6, см3/ 30 мин

глинистого цементного раствора с раствора с водоотдачей водоотдачей 10 см3/30 50 см3/30 мин (ФГР) мин (ФЦР)

Эффект смешивания с

цементным и глинистым растворами

В течение 25 10,0 39,5 Смешивается

мин осадок 10,0 39,0 хорошо с об-

10,0 46,7 разованием

10,0 48,5 однородной

массы

ли на приборе ВСН-3. 2. Температурную обработку состава проводили в кон-

6
30,0

8
30,0

6
148,8

15
196,0

2.1.4. СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ

Состав для изоляции зон поглощения [56] имеет улучшенные тампонирующие свойства за счет стабилизации фазового состава при сокращении растекаемости и снижения синерезиса образующегося геля.

Разработанный состав содержит бентонит, полимер акрилового ряда – РПАА, щелочной реагент – силикат натрия и воду, при следующем соотношении компонентов, % (по массе):

. Бентонит ..................................... 5,0

0,4–0,6 0,6–1,6 Остальное

РПАА .................

Силикат натрия Вода

РПАА обладает свойствами студневидной нетекучей структуры, при взаимодействии с водой набухает, многократно увеличиваясь в объеме. Такая структура хорошо удерживает воду, увеличивая внутреннее трение между макромолекулами РПАА. Это обеспечивает хорошую удерживающую способность наполнителя – глины, стабилизируя фазовый состав.

Силикат натрия является стимулятором набухания РПАА в воде за счет повышения рН до 12, что предотвращает гло-булизацию макромолекул РПАА и практически устраняет синерезис. При этом используются саморегулирующаяся гидролитическая щелочность реагента и стабилизирующая способность полимерных макроанионов кремниевых кислот, и поэтому действие силиката натрия эффективнее, чем, напри-

Т а б л и ц а 2.5

Состав и свойства полимербентонитовой тампонирующей жидкости

Номер п/ п
Компонентн (по м
ый состав ассе)
Щелочной реа-гент – силикат натрия
, %
Плот-ность, кг/ м3
Растекае-
мость,
см
Пластическая вязкость, мПа?с
Предель:

Бентонит
Акриловый полимер – РПАА
Вода
мическое напряжение сдвига, дПа

1
5
0,4
0,6
94,0
1027
22,0
64
188

2
8
0,6
1,6
89,8
1057
15,5
202
497

3
6
0,5
1,2
92,3
1032
19,5
92
228

4
5
0,5
0,6
93,9
1024
21,0
78
197

5
8
0,5
1,6
89,9
1055
28,5
185
386

6
7
0,6
1,0
91,4
1043
16,0
211
435

7
4
0,3
0,5
95,2
1020
25,0
31
78

8
9
0,7
1,7
88,6
1062
10,10
Не замеряемы (высо-ковязкая система)

9
7
0,5
—
92,5
1040
18,0
67
345

10
7
—
1,0
92,0
1044
25,0
11
17

11
12,5
ПАА
0,25
2,0
85,25
1060
9,0
37
95

Т а б л и ц а 2.6

Влияние полимербентонитовой жидкости на снижение проницаемости кернов

Номер
Статическое напряжение сдвига, дПа
Тиксо-тропия
Синерезис,
Проницаемость керна, мкм2
Тампони-рующий эффект

за 1 мин
за 10 мин

до обработки
после обработки

1
119
321
2,7
0,23
0,570
0,104
81,7

2
289
1040
3,6
0,00
0,722
0,057
92,1

3
198
673
3,4
0,03
0,436
0,093
78,6

4
183
567
3,1
0,08
0,395
0,064
83,7

5
265
954
3,6
0,00
0,840
0,087
39,6

6
256
717
2,8
0,12
0,615
0,111
82,0

7 8
35
43 Не
1,2 замеряем
ы (високовя
0,517 зкая систе
9,265 ма)
48,7

9
376
714
1,9
1,50
0,597
0,297
50,2

10
15
16
1,1
25,00
0,358
0,226
37,0

11
50
64
1,3
2,7
0,876
0,336
61,6

П р и м е ч а н и я: 1. Реологические параметры состава определялись на реовискозиметре «Fann». 2. Синерезис геля определялся по объему жидкости, выделившейся из геля через 48 ч после приготовления состава (в % его исходного объема). 3. Время гелеобразования испытываемых составов 3– 4 ч. 4. Проницаемость керна определялась на установке УИПК-1М.

мер, каустика и кальцинированной соды. Силикат натрия значительно улучшает структурообразование состава, поскольку легко образует с катионами поливалентных металлов труднорастворимые соединения. Состав имеет регулируемую

растекаемость, необходимую для его проникновения в трещиноватые породы благодаря силикату натрия, который является ингибитором набухания глин и предупреждает увеличение концентрации дисперсной фазы.

Результаты экспериментов приведены в табл. 2.5 и 2.6, из которых следует, что состав для изоляции зон поглощения более эффективен по сравнению с известными: пластическая вязкость увеличивается в 1,7–5,5 раза при сохранении удовлетворительных значений по растекаемости, синерезис слабо выражен или отсутствует, тампонирующий эффект повышается в 1,2–1,5 раза. Технологические показатели разработанного состава обеспечивают более глубокое проникновение раствора в зону поглощения и лучшее ее блокирование за счет образования геля с высокими вязкоупругими свойствами и отсутствием выделения свободной жидкости. Высокий тампонирующий эффект состава обеспечивает качество изоляции и безаварийное проведение работ при бурении и цементировании скважин в условиях АНПД.

2.1.5. ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ

Тампонажный раствор для изоляции проницаемых пластов [57] имеет улучшенные изоляционные свойства за счет по-

Т а б л и ц а 2.7

Состав, рецептура и реологические свойства тампонажного раствора

Пластическая
Динамическое

Номер п/ п
Тампонажный
состав,
% (по массе)
вязкость, 1?10–3 Па?с
напряжение сдвига, дПа

Гипан
Хлорид магния
Хлорид железа
ДПФ-1Н
Вода
через 1 мин
через 3 ч
через 1 мин
через 3 ч

1
4,8
0,8
1,8
0,8
91,8
57,5
87,8
127,3
170,1

2
5,2
1,2
2,2
1,2
90,2
58,5
83,4
174,1
202,5

3
5,0
1,0
2,0
1,0
91
55,0
79,7
196,3
220,2

4
5,1
1,2
2,0
1,1
90,6
60,0
81,4
167,5
192,3

5
4,8
1,0
2,2
0,8
91,2
61,2
90,7
129,2
187,4

6
5,2
0,8
2,0
1,2
90,8
56,5
77,8
162,2
192,8

7
4,7
0,7
1,7
0,7
92,2
77,0
—
386,6
—

8 9
5,3 5,0
1,3 1,0
2,3 2,0
1,3
89,8 92
65,6
К 3 оагу
ляция6
204,9

10
5,0
—
—
1,0
94
36,7
37,9
26,6
26,6

11
—
1,0
2,0
1,0
96,0
1,2
1,2
15,9
15,9 Не за-

12
5,0
-
2,0
1,0
92
85,5
122,6
126,7

меряемо

13
5,0
1,0
-
1,0
93
35,5
32,0
10,7
22,0

14
4,84
1,0
7,0
—
43,6
23,7
25,8
12,5
14,5

Т а б л и ц а 2.8

Статическое напряжение сдвига и время гелеобразования тампонажного раствора

Статическое напряжение сдвига, дПа

Номер п/ п

через 1 мин
через 10 мин

1
54,5
59,6

2
59,9
64,3

3
49,9
58,9

4
54,8
64,3

5
79,8
85,7

6
54,9
61,8

7
89,8
96,3

8
44,9
48,2

9
-
-

10
10,0
10,7

11
-
-

12
29,9
32,1

13
10,0
10,7

14
10,0
10,7

Время

гелеобразо-

вания,

ч–мин

3 — 05

3 — 35 3— 15 3 — 45 3— 10 3 — 30 0—15

3 — 20

Гелеобразова-ния нет Гелеобразова-ния нет 0–45

Более 24–00 Более 48–00

Характеристика

тампонажного

состава до

гелеобразования

Однородный, тиксо-тропный, текучий То же

Неоднородный, тик-сотропный, малоподвижный

Однородный, тиксо-тропный, текучий Неоднородный, не-текучий

Однородный, нетик-сотропный, текучий То же

Неоднородный, нетиксотропный, малоподвижный Однородный, нетик-сотропный, текучий Однородный, теку-чий

прочности и сокращения времени ге-

раствор включает гипан соль 20 окси-1,3-пропилен-кислоты марки ДПФ-1Н,

вышения пластической леобразования.

Разработанный тампонажный (ТУ 6-01-166–74), тетранатриевую диамин-тетраме-тиленфосфоновой хлорид железа, хлорид магния.

Получение изолирующего состава связано с протеканием ряда сложных физико-химических процессов. Первоначально при смешивании выбранных компонентов происходит обычная реакция гелеобразования полиэлектролитов с катионами металлов. В результате протекающих процессов происходят изменение структуры геля с разрывом химических связей, возникновением макрорадикалов, способных рекомбиниро-вать в новые молекулы, и образование прочного гелеобразно-го состояния. Продукты реакции гидролизируются с образованием жидкой фазы с низкими значениями рН, что интенсифицирует процесс набора прочности гелем и регулирует время завершения гелеобразования в пределах 3–4 ч.

Экспериментальные данные приведены в табл. 2.7 и 2.8. Состав позволяет получить однородный текучий, тиксотроп-ный тампонажный раствор, пригодный для изоляции пласта.

Изоляционные свойства тампонажного раствора улучшаются за счет повышения пластической прочности: динамическое напряжение сдвига через 1 мин увеличивается в 10– 16 раз, через 3 ч – в 12–15 раз, время гелеобразования – в 15–16 раз.

2.2. ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ ПОЛИМЕРСОЛЕВЫХ СОСТАВОВ

В литературе по вопросам эффективности применения промывочных и специальных жидкостей различных типов для вскрытия продуктивных пластов прослеживается тенденция в пользу полимерсолевых композиций с малым содержанием глинистой фазы и без нее.

Так, по данным Уфимского нефтяного института, Пермь-НИПИнефть, БашНИПИнефть, НВНИИГГ, б. ВНИИКрнефть, СНИИГГМС, СевКавНИПИгаз и других институтов применение полимерсолевых промывочных жидкостей (ПСЖ) не только улучшает технические показатели процесса бурения, но и существенно повышает качество вскрытия продуктивных пластов при заканчивании и ремонте скважин.

Причем в качестве дисперсной фазы вместо глины могут быть частицы, образующиеся в результате комплексообразо-вания между полимерами и ионами солей металлов с добавлением мелкодисперсного шлама или наполнителя.

Такие ПСЖ при фильтрации через продуктивные песчаники Арланского нефтяного месторождения с проницаемостью 0,1–1,0 мкм2 дают непроницаемый экран толщиной 3– 5 мм, выдерживающий давление до 8,0 МПа [58].

Дополнительный ввод водорастворимых солей (CaCl2, ZnCl2 и др.) позволяет повысить плотность ПСЖ до 1400– 1800 кг/ м3 при бурении и ремонте скважин в условиях АВПД [59].

Экспериментально показано, что при воздействии ПСЖ на основе эфиров целлюлозы, акриловых полимеров и солей комплексообразователей на высокопроницаемые образцы песка и песчаника (до 9 мкм2) отмечаются высокая степень восстановления проницаемости (до 70 %) при малых размерах зоны кольматации (до 2 мм) и полное восстановление проницаемости при ее удалении [60].

Вместе с тем, по мнению Н.И. Крысина с соавторами [61],

проектирование состава и свойств буровых растворов является актуальной и сложной технологической задачей.

При разработке новых составов буровых растворов, материалов и химических реагентов обязательным требованием к ним должно быть строгое определение области применения и достижения технико-экономических преимуществ перед известными составами [61]. Эффективным полимерсолевым составом является тот, который не теряет своих свойств и параметров в широком диапазоне давлений и температур, устойчив к воздействию пластовых флюидов и обладает способностью блокировать пласт на короткое или длительное время.

Одним из критериев способности жидкостей временно блокировать проницаемые горные породы является коэффициент восстановления их проницаемости р, введенный К.Ф. Жи-гачем и К.Ф. Паусом [63]. Если коэффициент р не превышает

50 %, то жидкость не удовлетворяет требованиям качественного вскрытия продуктивного пласта и может использоваться только для изоляции поглощений в непродуктивных пластах.

Многими исследователями установлены значения коэффициента р после взаимодействия с различными жидкостями. В табл. 2.9 и на рис. 2.1 приводятся обобщения некоторых наиболее характерных результатов этих исследований.

Видно (см. табл. 2.9), что после фильтрации минерализованной (пластовой) воды, проницаемость естественных кернов песчаника восстанавливается до 82-86 %. Подобный высокий результат достигается после взаимодействия пресной воды с искусственным песчаником [3].

В то же время, по данным Б.А. Фукса с соавторами [63] и Бернеса [64], после фильтрации пресной воды через образцы естественного песчаника коэффициент р не превышает 11,13 % [65] и только через 62 ч противоточной прокачки нефти может достигнуть 99,2 % [64].

Добавление в воду глины, полимеров, утяжелителей и солей приводит к резкому снижению проницаемости (более чем на 50 %) в большинстве рассматриваемых случаев (см. табл. 2.9, № 7, 9-14, 16, 17).

Экспериментально установлено, что на характер и темп изменения коэффициента р существенно влияют два основных фактора: исходная (первоначальная) проницаемость горной породы и перепад (градиент) давления [3, 4, 7, 10 — 13,

51 —53, 62 — 73, 80 и др.].

По данным А.И. Пенькова с соавторами [73], в низкопроницаемых коллекторах (к0 < 0,075 мкм2) лучшие результаты

Т а б л и ц а 2.9

Восстановление проницаемости при взаимодействии кернов горных пород с различными жидкостями и пенными системами

Номер п/ п

Тип породы керна

Искусственный песча-ник

Девонский песчаник Ромашкинс-кого месторо-ждения Песчаник мелко- и среднезер-нистый (карьерный) Песчаник нефтеводо-насыщенный, пласт Сти-венс, месторождение Палома

(США)

То же

Искусственный песчаник

То же

Песчаник карьерный

Начальная

проницае-

мость k0,

мкм2

Тип

промывочной

жидкости

1,6 — 2,0 0,3 — 3,0

0,53 0,4 — 2,0

0,4 — 0,2

0,38 — 0,98

0,0064 — 0,243

Пресная вода То же

0,20

0,59

0,44

0,43

0,113— 1,302

Пластовая вода

Пресная вода

Глинистый раствор на водной основе

То же

Глинистый раствор с добавлением 10 % УЩР Глинистый раствор с добавлением 1 % КМЦ 1 %-ный водный раствор КМЦ

Коэффициент восста-новления проницаемости ?, %

53 — 64 82 — 88?

59,4? 42 — 50?

86 — 82?

8,7— 11,13

0–3,1? (сразу после насыщения водой) 59,4–99,2?

(восстановление через 62 ч противо-точной прокачки нефти 65,0?

71,7?

47,5?

59,8

3,0 — 4,80

Исследователи, источники информации

К.Ф. Жигач, К.Ф. Паус [62] В.А. Амиян, Н.П. Васильева [3]

То же И.В. Шевалдин [3]

То же

Б.А. Фукс, В.В. Казанский, Т.Н. Мо-скалец и др. [63] Бернес [64]

Крюгер [64]

В.А. Амиян, Н.П. Васильева [3]

То же

Б.А. Фукс и др. [63]

П р о д о л ж е н и е т а б л. 2.9

Коэффи-

циент.

Но-

Начальная
Тип
Исследователи,

мер п/ п
Тип породы керна
проницаемость ко, мкм2
промывочной
новления
источники ин-

жидкости
проницае-
формации

р, %

10
Карбонатный
0,037
Бентонит
43,9
Л.Н. Кудряв-

керн

20 %, целес-
(62,3
цев, В.М. Под-

тин 14 %,
после
горнов [65]

КМЦ 77 %, анилин 0,53 %,
соляно-

кислотной

сера 0,33 %,
обработки

вода–осталь-
СКО)

ное, ? =

= 1300 кг/ м3

11
То же
0,061
Бентонит 6,5 %, целестин 68 %, КМЦ 0,62 %, анилин 0,23 %, сера 0,23 %,
31,5 (53,4 после СКО)
То же

тальное, р =

= 2200 кг/ м3

12
«
0,043
Бентонит 20 %, барит
21,6 (33,2 после
«

12,9 %,

КМЦ 0,85 %,
СПО)

анилин 0,33 %, сера 0,33 %,

вода – ос-

тальное, Р =

= 1300 кг/ м3

13
«
0,064
Бентонит 6,5 %, барит 66,1 %, КМЦ 0,64 %, анилин 0,22 %, сера 0,22 %,
0 (после СКО)
«

вода – ос-

тальное, р =

= 2200 кг/ м3

14
«
0,047
Бентонит 17,5 %, барит 11 %,
КМЦ 2,2 %, анилин 0,71 %, сера 0,71 %, NaCl 18 кг/м3, рапа 50 л/ м3, вода – остальное
25,5 (38,5 после СПО)
«

П р о д о л ж е н и е т а б л. 2.9

Коэффи-

Но-

Начальная
Тип
Исследователи,

мер п/ п
Тип породы керна
проницаемость ко, мкм2
промывочной
новления
источники ин-

жидкости
проницае-
формации

р, %

15
Песчаник
1,52— 1,60
Глинистый
5,2 — 67,0
У.Д. Мамад-

(керн продуктивных

раствор, обработанный

жанов, Г.А.Поляков,

отложений

ОП-10

М.И. Ходжаев

месторож-
2,16 — 2,48
Глинистый
61,0 — 65,0
[66]

дения Газли)

раствор, обработанный 0,5 % сульфонола НП-1

16
Искусствен-
0,42
ПАА 1 — 2 %
10,0 — 4,1
У.Д. Мамад-

ный песча-

вода – ос-

жанов [67]

ник

тальное

17
Песчаник
0,020 — 0,093
Na2Si03 5 %,
28,4— 13,7
В.И. Вяхирев

(керн про-

гидролизо-

[68]

дуктивный

ванный лиг-

валаджин-

нин 6 %,

ских отло-

NaOH 1,2 %

жений Урен-

гойского

ГКМ)

18
То же
0,04 — 0,30
Полимербен-тонитовый раствор (8%-ный глинистый раствор с добавкой гидроли-зата суспен-зионного сополимера ак-рилонитрила с метилакри-латом
Водный раст-вор CaCl
92 — 78 80 — 52
М.М. Быстрое [69]

Лигносуль-
85 — 68,5

Фонатный

раствор

19
Песчаник
0,283
Рагипол (гидрогель) ОЭЦ-Ф 3 %, KCL 3 %, CaCO3 10 %, ПКД-575 1 %,
89*
А.И. Пеньков, В.Н. Кошелев, С.Н. Шишков [70]

0,375
Вышезапи-санный состав (без барита)
91,5*
То же

П р о д о л ж е н и е т а б л. 2.9

Номер п/ п

Тип породы керна

20 Песчаник

Искусственный песчаник

Начальная

проницае-

мость k0,

мкм2

Несцементи-рованный кварцевый песок разме-ром фракций 1,25–0,16 мм

0,273

0,428

0,250 0,318 0,344 0,422

0,338 1,121 1,767 3,314 4,282

Тип

промывочной

жидкости

Бентонит 6 %, ПС 1 %, НТФ 0,1 %, ПКД 0,5 % iDF:

Биополимер (iDvis) 0,5 %, РАС 0,5 %, модифицированный крахмал 1,0 %, NaCl 1,0 % Трехфазная пена. ПОЖ: бент. глина 5 %,

КМЦ 0,5 %, ПАВ 0,3– 0,5 %,

вода – остальное ПОЖ

Трехфазная пена

Коэффициент восста-новления проницаемости ?, %

88,2 88,64 88,70 87,0

78,4 68,2 67,2 65,4 67,9

Исследователи, источники информации

А.И. Пеньков, В.Н. Кошелев, С.Н. Шишков [70]

То же

К.М. Тагиров, З.К. Клименко, В.И. Ни-фантов, С.А. Акопов [71]

К.М. Тагиров, В.И.Нифантов, С.А. Акопов [72]

? Коэффициент ? определяется по результатам фильтрации неполярной углеводородной жидкости через керн до и после взаимодействия с промывочной жидкостью. В остальных случаях проницаемость определялась по воздуху.

дают растворы с твердой фазой, а при 0,075 < к < 0,80 мкм2 -безглинистые полимерные растворы.

Вместе с тем вопрос о характере влияния этих факторов на восстановление проницаемости горной породы после ее взаимодействия с промывочными и специальными жидкостями остается открытым.

К.Ф. Жигач и К.Ф. Паус [62] установили, что перепад давления взаимодействия влияет на фильтрацию буровых растворов в кернах сцементированного песчаника до определенного предела, т.е. до 1,0 МПа при длине керна 5 см (до значения градиента давления 0,2 МПа/см). Впоследствии

Рис. 2.1. График изменения коэффициента р искусственного песчаника после воздействия на него различными жидкостями и пеной:

/ - пресная вода (точки 1—4); II - глинистый раствор (точки 5, б); III - раствор полимеров (точки 7-10); IV - трехфазная пена (точки 11-18)

Л.Н. Кудрявцев и В.М. Подгорнов [65] показали, что на изменение газопроницаемости кернов карбонатных пород в пределах 0,015 — 0,125 мкм2 градиент давления оказывает влияние только при значениях более 4,2 МПа/см (давление гидрообжима керна равно 25 МПа). Причем это влияние в исследованном диапазоне газопроницаемости незначительно и не превышает 5 %.

Однако, как показал В.Н. Щелкачев [74], изменение давления в пласте существенно влияет на значение пористости проницаемой горной породы и плотности фильтрующейся жидкости. Введенный им коэффициент % пьезопроводности пласта характеризует темп процесса перераспределения давления, т.е. темп процесса его выравнивания, и определяется равенством

X =

|х(шрж+рс

(2.1)

где к - коэффициент проницаемости, м2; ц - динамическая вязкость фильтрующейся жидкости, Па-с; ш - коэффициент пористости, доли ед.; Вж, Вс - объемный коэффициент упругости (сжимаемости) соответственно жидкости и пористой среды, Па"1.

Очевидно, что после взаимодействия промывочной жидкости с керном горной породы изменится не только его пористость, но и проницаемость, коэффициент упругости насыщающей поровое пространство жидкости, а также величина (х, характеризующая вязкость фильтруемой смеси (например, нефти (газа) и фильтрата бурового раствора). В слабосцемен-

тированных (рыхлых, насыпных) коллекторах необходимо учитывать также и изменения коэффициента упругости пористой среды, так как восстановление проницаемости (когда р < 100 %) замеряется при большем градиенте давления, чем до взаимодействия промывочной жидкости с керном.

В.Н. Щелкачев [74] подчеркивает, что в простейшем случае уравнения состояния жидкости и пористой среды имеют вид:

dp/p = pжdр, (2.2)

dm = ficdр (2.3)

и связывают нелинейными зависимостями изменения плотности жидкости р и пористости m c изменением давления p. Проницаемость пористой среды и вязкость жидкости принимаются не зависящими от давления постоянными величинами.

Однако В.Н. Щелкачев [74, с. 36] отмечает, что «надо учитывать, что существует много практически важных и теоретически интересных задач, при решении которых недопустимо считать проницаемость и вязкость постоянными величинами».

С учетом формулы (2.3), после несложных преобразований, имеем [75–78]

m = m0 – рc (p – p 0), (2.4)

где m0 – первичная пористость.

В.М. Добрынин [77] предложил другую, более сложную формулу для определения изменения пористости в зависимости от создаваемого давления на горные породы, которая после преобразования имеет вид:

m =--------g0. (2.5)

m0+epcp (1-m0)

Для оценки степени достоверности проведем расчет изменения коэффициента пористости в зависимости от давления по формулам (2.4) и (2.5) и сравним вычисленные значения m c экспериментальными данными, взятыми из работы [78].

Из табл. 2.10 следует, что по формуле (2.4) можно оценивать изменение коэффициента пористости горных пород с допустимой погрешностью при сравнительно низких значениях давления (до 8,0 МПа), что и подтверждается в работе [79]. Формула (2.5) дает сравнительно малые погрешности

Т а б л и ц а 2.10

Зависимость коэффициента пористости m песчаных горных пород

от давления

Расчетный т
Погрешность расчетов,

давление, МПа
ментальный т [76]
по формулам
%, по формулам

(2.4)
(2.5)
(2.4)
(2.5)

0
0,30
0,30
0,30
0
0

8,0
0,285
0,220
0,284
22,8
0,35

17,83
0,270
0,122
0,265
54,8
1,85

22,17
0,250
0,078
0,255
68,8
2,0

54,94
0,210
—
0,240
—
14,29

68,67
0,190
—
0,178
—
6,32

91,43
0,160
—
0,146
—
8,75

Примеч
ание. рс= 10~3 МПа для песчаных
коллекторов [79].

(ошибка 0,35 — 14,29 %) в широком диапазоне изменения избыточного давления от 0 до 91,43 МПа и рекомендуется для применения в практических расчетах.

Под действием дополнительного напряжения, создаваемого перепадом давления, в интервале (зоне, пространстве) взаи-модействия проницаемость породы изменяется в более ши-роких пределах. Эта зависимость выражается приближенной формулой В.М. Добрынина [75, 77]

А (о - р) ^ *(a-p)j

(g~P)l

(О-Р)

(2.6)

где а - эффективное напряжение в сжимаемой горной породе, Па; р — давление в породе, Па; (а — р) = Ар — пере-пад давления в образце, Па;

п = 2Р±?0р /ст_рч.

(2 + а)к "

(2.7)

коэффициент, характеризующий структуру поровых каналов (для сцементированных песчаников: —1,25 < а < —1,80); рс - коэффициент сжимаемости пор, Па"1.

С учетом условий взаимодействия промывочной жидкости с кернами горных пород формулу (2.6) можно записать в виде

к{Ар) = к{Ар , /(Ар / Ар0)л, (2.8)

где Др0, Ар — перепады давления, при которых определялась

начальная проницаемость керна к{Аро) и осуществлялась фильтрация промывочной жидкости, соответственно, Па; кр — измененная проницаемость керна под действием Ар » Др0, мкм2.

Оценим изменения проницаемости кернов горных пород, представленных песками, слабосцементированными песчаниками и крепкими песчаниками, сцементированными глинисто-карбонатным цементом. Результаты расчетов сведем в табл. 2.11 и 2.12.

В работах [77, 78] приводится степенная зависимость изменения проницаемости от изменения пористости под действием Ар:

ЧДр)

ЧДро)

"(Др)

(2.9)

Для оценки изменения проницаемости песков и слабосце-ментированных песчаников от давления проведем расчет по формулам (2.8) и (2.9), которые отличаются тем, что в формуле (2.8) кр зависит от отношения перепадов давления, а в (2.9) — от отношения коэффициентов пористости при разных перепадах давления. Анализ данных (см. табл. 2.12) позволяет сделать вывод о снижении проницаемости песков в зависимости от давления. Причем значения кр, рассчитанные по формуле (2.8), меньше, чем определенные по формуле (2.9).

В работе [78] показано, что на изменение проницаемости существенно влияет коэффициент сжимаемости пород рс, который для песчаных коллекторов изменяется в достаточно широких пределах (8-^20)10 3 1/МПа. В формуле (2.9) учитывается влияние коэффициента рс только на изменение ш(Др).

Т а б л и ц а 2.11

Изменение проницаемости (в мкм2) керна песчаников в зависимости от

Номер п/ п
Начальная проницаемость А(дРо), мкм2
рп1 = 1,33;
Др = 0,5;
Л1 =(3,l-h8,0)-10~3
pп1 = 1,32;
Др = 1,0;
л2 =(6,2-П5,8)-10~3

1 2 3 4 5 6 7
0,05 0,10 0,15 0,20 0,30 0,50 1,0
0,05 — 0,049 0,10 — 0,099 0,149 — 0,148 0,199 — 0,197 0,290 — 0,296 0,498 — 0,494 0,995 — 0,987
0,049 — 0,048 0,099 — 0,096 0,148 — 0,045 0,197 — 0,193 0,296 — 0,289 0,493 — 0,482 0,986 — 0,904

Примечание. (Др0) = 0,10 МПа.

Изменение пористости от сжимаемости породы, как было сказано выше, не столь существенно в сравнении с изменением проницаемости. Поэтому в расчетах рекомендуется использовать формулу (2.9).

С учетом изложенного были проведены исследования взаимодействия полимерсолевых жидкостей, приготовленных на основе растворов РПАА и нитрата кальция [53], с образцами песка. Результаты этих исследований приведены в табл. 2.13 и на рис. 2.2, из которых видно, что в результате взаимодействия растворов РПАА и Ca(N03)2 с образцами песка коэффициент р снижается при увеличении grad р до 0,07 МПа/см. Дальнейшее увеличение grad р до 0,20 МПа/см приводит к плавному уменьшению коэффициента в от 27,7 до 19,3 % (см. табл. 2.13). По мере роста проницаемости прослеживается закономерность в снижении коэффициента р.

Причем при ко < 0,90 мкм2 коэффициент р не превышает 27,7 %. Затем при 1,05 < к0 < 2,92 мкм2 проницаемость образца песка, насыщенного полимерной жидкостью, восстанавливается на 46,5-57,2 %, при 3,46 < к0 < 4,99 мкм2 В вновь уменьшается до 19,3-253 %. Таким образом, насыщенные полимерной жидкостью образцы песка с начальной проницаемостью более 3,0 мкм2 при обратной фильтрации газа сильнее сжимаются и хуже вытесняют раствор полимера из поровых каналов.

Из насыщенных образцов с проницаемостью менее 1,0 мкм2 также труднее вытеснить полимерную жидкость по причине возрастания капиллярных и адгезионных сил, удерживающих в пористой среде высоковязкую жидкость.

Следует отметить, что изменение плотности разработанных рецептур ПСЖ (1010 < р < 1290 кг/м3) не столь сущест-

коэффициента сжимаемости пор рп (в ГПа '), перепада давления (в МПа) и и

Рп3 = 1,30; Ар = 2,0;
р = 1,24;
Р = 1Д5;

Др = 4,0;
Ар = 8,0;

л3 — (9,4-^31,2)40
л4 =(23,3-^8,0)40~3
л5 =(43,2н-110,4)40 3

0,049 — 0,046
0,046 — 0,040
0,041 — 0,031

0,097 — 0,0910
0,092 — 0,080
0,083 — 0,062

0,146 — 0,137
0,138 — 0,120
0,124 — 0,093

0,195 — 0,182
0,184 — 0,161
0,166 — 0,123

0,299 — 0,273
0,275 — 0,241
0,248 — 0,185

0,486 — 0,450
0,459 — 0,402
0,414 — 0,308

0,972 — 0,911
0,918 — 0,803
0,828 — 0,617

Таблица 2.12

(эффективного напряжения) Аp (в МПа)

от давления

Начальная

Номер п/ п
проницаемость ко, мкм2
Aр = 0,1
Ар2 = 0,5
Ар = 1,0
Ар4 = 2,0
Ар5 = 4,0

1
0,50
0,498
0,492
0,486
0,473
0,447

(0,50)*
(0,484)
(0,456)
(0,395)
(0,277)

2
1,0
0,996
0,984
0,972
0,945
0,893

(1,0)
(0,968)
(0,912)
(0,787)
(0,564)

3
2,0
1,992
1,968
1,944
1,890
1,786

(2,0)
(1,936)
(1,825)
(1,574)
(1,109)

4
4,0
3,984
3,936
3,888
3,780
3,572

(4,0)
(3,872)
(3,650)
(3,147)
(2,217)

5
8,0
7,968
7,872
7,776
7,560
7,144

(8,0)
(7,744)
(7,299)
(6,294)
(4,434)

'Данные рассчитаны по формуле (2.8). Примечание. ш0 = 0,30; а = — 1; рс =10~3 МПа.

Т а б л и ц а 2.13

Результаты экспериментов по оценке влияния безглинистых полимерсолевых растворов на проницаемость образцов песка

Номер опыта
Состав и рецептура
полимерсолевой
жидкости, %
(по массе)
Градиент давления взаимодействия grad p, МПа/см
Начальная проницаемость образца k0, мкм2
Реологические свойства жидкости
Восстановление
цаемости
р, %

РПАА
Ca(N03h
Па
Па-с

1 2 3 4 5 6 7 8 9
0,40 0,50 0,50 0,70 0,80 0,65 0,70 0,80 0,80
20 10 30 10 10 20 40 30 50
0,058 0,062 0,067 0,069 0,117 0,164 0,170 0,150 0,20
1,57 1,05 2,92 1,44 0,90 3,81 3,60 4,99 3,46
43,3 42,0 48,5 46,4 47,8 47,0 52,5 54,8 54,9
0,075 0,068 0,086 0,20 0,205 0,180 0,295 0,310 0,34
57,2 53,3 50,0 46,5 27,7 25,3 24,7 20,4 29,3

венно влияет на ее реологические параметры в отличие от концентрации РПАА. С увеличением концентрации РПАА от 0,50 до 0,80 % (по массе) значения динамического напряжения сдвига т и пластической вязкости г| разработанного состава ПСЖ резко возрастают соответственно до 54,9 Па и 0,311 Па-с.

Рис. 2.2. График изменения коэффициента ? при фильтрации полимерсолевой жидкости в образцах несцементированного песка в зависимости от grad p (1) и k0 (2)

Таким образом, на основании проведенных исследований установлено следующее: введение в полимерный раствор 0,40-0,50 % (по массе) РПАА приводит к увеличению динамического напряжения сдвига до 42,0 — 48,5 Па и пласти-ческой вязкости до 0,068 — 0,086 Па?с в зави-симости от концентрации соли.

свойств полимерной жидкости также в зависимости от концентрации Ca(N03)2. Изменение концентрации нитрата кальция в растворе обеспечивает не только регулирование его плотности, но и реологические параметры. Варьируя концентрациями компонентов: РПАА и Ca(N03)2, а также градиентами давления взаимодействия с пористой средой горных пород, можно обеспечить различную степень их блокировки полимерсолевой жидкостью.

Проникающий в пористую среду РПАА удаляется в результате соляно-кислотной обработки, и проницаемость восстанавливается до 92 — 93 % [53].

2.3. ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ И ПАРАМЕТРОВ ПЕННЫХ СИСТЕМ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

2.3.1. ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗА И ВОДЫ

В ПОРИСТЫХ СРЕДАХ, НАСЫЩЕННЫХ ТРЕХФАЗНОЙ ПЕНОЙ

В последнее время в практике бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений широко применяются двух- и трехфаз-

ные пены [3–5, 7, 13, 15, 40, 52, 80–87]. Однако некоторые вопросы, связанные с проникновением пенных систем в горные породы призабойной зоны пласта, а также фильтрацией газа и воды в пенонасыщенной пористой среде, остаются неизученными.

Имеется несколько работ по исследованию фильтрации воды и газа в пенонасыщенной пористой среде, авторы которых по-разному объясняют характер этого процесса и делают разные выводы [7, 13, 15, 85, 86, 88–91].

В одной из последних работ по данному вопросу делается вывод о том, что сочетание сильной нелинейности течения двухфазных сред на микроуровне с нерегулярной геометрией порового пространства делает строгий теоретический анализ невозможным [91, с. 118].

Моделирование фильтрации пены авторы работы [91] предлагают вести на решетке Фэтта (решетка капилляров случайного радиуса), которая, по их мнению, при очевидной неадекватности позволяет учесть основные для двухфазного течения свойства порового пространства – многосвязность (разветвленность) и переменность радиусов пор.

В основу моделирования двухфазной фильтрации положен принцип локального преобладания капиллярных сил с учетом того, что каждая фаза движется в своей части порового пространства независимо. В то же время наличие пены в пористой среде не меняет закономерности течения воды, но существенно влияет на движение газовой фазы. Основной эффект снижения подвижности газа обусловлен блокировкой поро-вых каналов пузырьками пены, для сдвига которых требуется создать некоторое предельное напряжение.

В результате образования пены снижается поток газа через образец пористой среды на 2–3 порядка, его течение происходит по малому числу активных газовых каналов, и закон течения газа определяется соотношением, подобным закону течения вязкоупругой жидкости [91].

Справедливость высказанных предложений подтверждена В.М. Ентовым и Р.М. Мусиным экспериментально при фильтрации газа через пенонасыщенную пористую среду на моделях Фэтта [91].

В данной работе анализируются результаты экспериментальных исследований по фильтрации газа в пористой среде образцов кварцевого песка, насыщенных трехфазной пеной, содержащей глину и известково-гипсовую смесь (ИГС) в качестве твердой фазы.

Добавка твердой фазы в пенообразующую жидкость необ-

ходима для повышения устойчивости пенной системы, которой насыщается образец песка. Изменение состава ПОЖ позволило оценить влияние природы твердой фазы на характер фильтрации газа (воздуха) и воды в пенонасыщенной пористой среде.

В табл. 2.14 приведены составы ПОЖ, используемые для образования трехфазной пены. В обоих составах ПОЖ одинаковое количество твердой фазы, но содержание глины и ИГС различное. Добавка твердой фазы в ПОЖ повышает устойчивость пены, а также позволяет оценить ее влияние на характер фильтрационных процессов. Изменение в составах ПОЖ содержания глины и ИГС также дает возможность определить влияние природы твердой фазы на проникновение трехфазной пены в пористую среду песка.

Исследуемые образцы кварцевого песка имели следующие параметры:

Размер фракции кварцевого песка, мм ............................................... 0,67–1,0

Длина образца, м ..................................................................................... 0,216

Диаметр образца, м ................................................................................ 0,03

Плотность зерен кварца, кг/ м3 .............................................................. 2650

Пористость образцов (начальная), доли ед. . .................................... 0,303–0,355

Проницаемость образцов (начальная по воздуху, мкм2 .................. 1,487–4,510

Температура, °С ....................................................................................... 24–28

Методика проведения исследований заключалась в следующем. Предварительно определяли проницаемость «сухого» образца песка по воздуху. Затем насыщали его водой и определяли проницаемость по воде. После этого образец продували и определяли проницаемость водонасыщенного образца по воздуху. На следующем этапе насыщали образец песка трехфазной пеной и определяли параметры фильтрационного процесса: градиенты давления сдвига, фильтрации и скорость фильтрации vф.

Результаты исследований приведены в табл. 2.15 и 2.16 и на рис. 2.3 и 2.4.

Т а б л и ц а 2.14

Составы ПОЖ, используемые для образования трехфазной пены

Компонент
Концентрация компонентов, % (по массе), ПОЖ

Состав № 1
Состав № 2

Бентонитовая глина
ИГС
Полимер («Тилоза»)
ПАВ (пенолифт)
Вода
2,5 5,0 0,5 0,7
Осталь
7,5 0
0,5 0,7 ное

Т а б л и ц а 2.15

Результаты фильтрации воздуха в образцах кварцевого песка

Интервал вариации grad p, МПа2/м
Среднее
значение
grad p,
МПа2/ м
Интервал вариации vф.в, см/ с
Среднее значение vф.в, см/ с

«Сухой» образец

0,011 — 0,015
0,013
4,40 — 23,59
12,68

0,024 — 0,032
0,027
7,0 — 43,69
23,09

0,035 — 0,049
0,043
9,75 — 58,98
32,54

0,051 — 0,071
0,062
12,55 — 74,50
40,48

0,082 — 0,093
0,085
17,35 — 88,46
49,75

Водонасыщенный образец

0,006 — 0,016
0,013
2,42— 16,64
8,61

0,020 — 0,033
0,027
5,74 — 33,26
18,68

0,043 — 0,053
0,046
7,42 — 41,61
28,37

0,057 — 0,071
0,064
10,07 — 52,80
36,24

0,079 — 0,095
0,086
11,56 — 56,62
41,67

Пенонасыщенный образец (состав № 1)

0,011 — 0,032
0,020
0 — 36,48
15,75

0,033 — 0,049
0,043
6,87 — 47,18
24,93

0,057 — 0,123
0,089
15,45 — 76,10
39,12

0,216 — 0,238
0,227
38,25 — 58,59
48,42

3,55 — 6,57
5,060
1,5 — 0
-0,75

Пенонасы
щенный образец (состав № 2)

-
0,050
-
0

0,123 — 0,225
0,159
10,24— 17,05
12,78

0,338 — 0,480
0,389
24,0 — 30,64
27,22

0,632 — 0,652
0,642
38,25 — 39,35
38,80

1,063— 1,555
1,309
62,56 — 67,37
64,97

Т а б л и ц а 2.16

Результаты фильтрации воды в образцах кварцевого песка

Градиент
давления
grad p, МПа/ м
Интервал вариации vф.вод, см/ с
Среднее значение vф.вод, см/ с

Водонасыщенный образец

0,227 0,454 0,681 0,908
Пе
0,24–1,04 0,39–2,0 0,49–2,44 0,61–3,15
нонасыщенный образец (состав № 1)
0,74 1,24 1,50 1,89

0,227 0,454 0,681 0,908
0 — 0,60 0—1,86 0 — 2,82 0 — 4,98
0,2 0,62 0,94 1,63

П р о д о л ж е н и е т а б л. 2.16

Градиент

давления

grad p, МПа/ м

Интервал вариации vф.вод, см/ с

Среднее значение vф.вод, см/ с

Пенонасыщенный образец (состав № 2)

0,227 1,12–0,14

0,454 0,25–0,31

0,681 0,35–0,39

0,908 0,46–0,54

0,13 0,28 0,37 0,50

Для определения снижения проницаемости пористой среды горных пород после насыщения различными жидкостями и пенными системами используем фактор сопротивления [86, 91], который позволяет оценить проявление реологических свойств той или иной жидкости при фильтрации в ПЗП. В данной работе эта задача решена следующим образом. По результатам исследований (см. табл. 2.15 и 2.16) проведен расчет отношения градиентов давления фильтруемых сред (газа и воды) в пенонасыщенных и водонасыщенных образцах кварцевого песка при одинаковых скоростях фильтрации. Затем построены зависимости фактора сопротивления от исходного значения grad р. Результаты расчетов приведены в табл. 2.17 и на рис. 2.5.

Из полученных результатов следует, что при малых градиентах давления сдвига в образцах кварцевого песка, насыщенных трехфазной пеной, содержащей в качестве твердой фазы ИГС, сопротивление фильтрации воздуха незначитель-но больше, чем при фильтрации в водонасыщенном керне.

Рис. 2.3. Зависимость градиента давления grad p от скорости vф.в фильтрации воздуха в образцах кварцевого песка:

1 – сухой образец; 2 – насыщенный образец; 3 нонасыщенный образец (состав № 1); 4 – пенонасыщен-ный образец (состав № 2)

водо-— пе-

Рис. 2.4. Зависимость градиента давления grad p от скорости vф.вод фильтрации воды в образцах кварцевого песка:

1 – водонасыщенный образец;

2 – пенонасыщенный образец (состав № 1); 3 – пенонасыщен-ный образец (состав № 2)

При 0,020 ? grad р ? ? 0,040 МПа2/ м фактор сопротивления в среднем равен 1,15–1,13. С увеличением градиента давления фильтрации фактор сопротивления возрастает в 1,89 раз при grad р = = 0,120 МПа2/ м. В то же время при фильтрации воздуха в образцах песка, насыщенных трехфазной пеной, содержащей в качестве твердой фазы только глину более высокой концентрации, фактор сопротивления с ростом градиента давления незначительно снижается от 8,0 до 7,4, затем стабилизируется на уровне 7,6–7,5.

При фильтрации воды в пенонасыщенной пористой среде образцов песка характер изменения фактора сопротивления другой. Вначале происходит резкое падение фактора сопротивления в сравнительно узком диапазоне 0,020 ? grad р ? ? 0,040 МПа/ м, затем темп падения уменьшается и при grad р > 0,10 МПа/ м практически стабилизируется.

Т а б л и ц а 2.17

Увеличение фактора сопротивления фильтрации воздуха и воды в пенонасыщенных образцах кварцевого песка

Номер п/ п
Исходный grad р при фильтрации
Отношение градиентов давлений (в доли ед.) при фильтрации

воздуха
в водона-
сыщенном
образце,
МПа2/ м
воды в
образце
песка,
МПа/ м
воздуха в пенонасы-щенном образце
воды в пенонасыщен-ном образце

состав № 1
состав № 2
состав № 1
состав № 2

1 2 3 4 5 6 7
0,020 0,040 0,060 0,080 0,10 0,120
0,020 0,040 0,060 0,080 0,10 0,20 0,30
1,15 1,13 1,25 1,31 1,50 1,89
8,0 8,0
7,4 7,4 7,6 7,5
7,6 4,1 3,8 3,4 2,9 2,3 2,1
11,5 7,0 6,7 6,5 5,8 5,5

Рис. 2.5. Зависимость фактора сопротивления от исходного градиента давления при фильтрации воздуха и воды в образцах кварцевого песка: 1 – фильтрация воздуха в пенонасыщен-ном образце (состав № 1); 2 – фильтрация воздуха в пенонасы-щенном образце (состав № 2); 3 – фильтрация воды в пенона-сыщенном образце (состав № 1); 4 – фильтрация воды в пенонасыщенном образце (состав № 2)

Таким образом, на основании проведенных исследований авторами установлено, что на характер фильтрации воздуха и воды в пористых средах кварцевого песка, насыщенных трехфазной пеной, существенное влияние оказывает природа твердой фазы. Увеличение концентрации бентонитовой глины в составе трехфазной пены значительно повышает фактор сопротивления при фильтрации воздуха и воды в пенонасы-щенной пористой среде образцов кварцевого песка. Поэтому устойчивые трехфазные пены, содержащие бентонитовую глину в качестве твердой фазы, следует рекомендовать для изоляции зон поглощений в непродуктивных пластах.

При вскрытии продуктивных нефтяных или газовых пластов следует рекомендовать в качестве промывочной или блокирующей системы трехфазные пены, содержащие в основном кислоторастворимую твердую фазу, например, ИГС.

Выводы о снижении потока газа через образец пенонасы-щенной пористой среды на 2–3 порядка, опубликованные в работах [85, 88, 91], не подтвердились. Наибольшее снижение потока газа происходит в насыщенной трехфазной пене, содержащей бентонитовую глину. Однако и в этих экспериментах максимальное увеличение фактора сопротивления по воздуху не превышает 8,0, а по воде достигает 11,5 (см. табл. 2.17).

Авторы работы [90], на основании анализа зарубежного опыта в этой области, не делают категоричных утверждений

о кратном снижении фильтрационных характеристик пористой среды горных пород после насыщения их пеной. Основными факторами, влияющими на устойчивость процесса блокирования горных пород пеной, являются: тип и структура порового пространства коллектора (поровый, порово-трещин-ный, трещиновато-поровый, сцементированный или несцементированный), значение давления насыщения его пеной, тип и концентрация ПАВ и др.

Таким образом, на основании проведенных исследований

пенонасыщенной пористой среды для воздуха и воды в несцементированных образцах кварцевого песка [15, 40, 92].

2.3.2. ОСОБЕННОСТИ ФИЛЬТРАЦИИ ТРЕХФАЗНЫХ ПЕН

В работе М.Ф. Каримова и А.Г. Латыпова [93] показано, что поведение пены в пористой среде неоднозначно описывается вязкостью дисперсионной среды из-за неравномерности накопления и высвобождения упругой энергии, характеризуемой временем релаксации. Релаксация давления в пенонасыщенной пористой среде объясняется частичной потерей подводимой энергии, затрачиваемой на внутрипоровое неравновесное давление взаимодействия элементов пены между собой и с поверхностью пористой среды.

Для описания поведения пены в пористой среде предложено использовать модель Максвелла, применяемую также для характеристики фильтрации растворов полимеров и высоковязких нефтей [79, 86, 93, 94 и др.]:

к(др , д2р ~] Уф = -— —+ Т — , (2.10)

ц1& dxdt J

где уф — скорость фильтрации; к — проницаемость пористой среды; |Х — вязкость фильтруемой системы; р — давление фильтрации; х — линейное расстояние; тр — время релаксации; t - общее время фильтрации.

Изменение вязкости пенной системы при ее фильтрации в пористой среде можно оценить по экспериментальным данным на основе решения обратной задачи, используя выбранную модель (2.10).

Результаты опубликованных экспериментальных исследований по фильтрации вязкоупругих систем, в том числе и пен, позволили выявить и ряд особенностей, отличающих их

от ньютоновских и неньютоновских жидкостей со стационарной реологической характеристикой. Как показали результаты многочисленных экспериментов, фильтрационное сопротивление меньше при движении ВУС из пласта в скважину, а не наоборот, так как в этом случае растет скорость фильтрации. При увеличении скорости фильтрации влияние вязкости фильтруемой ВУС снижается и возрастает действие упругих сил, которое оценивается безразмерным параметром М. Рейнера [86]:

Kch = *i, (2.11)

где d — средний размер поровых каналов.

При Kch « 1 фильтрация ВУС аналогична движению ньютоновской жидкости, так как тр -> 0. По данным А.Х. Мир-заджанзаде с соавторами, время релаксации полимерных растворов составляет около 8 мин, но в пластовых условиях оно может быть значительно больше. При фильтрации пены значение Тр может достигать нескольких часов и зависит от на-чального давления в системе, уменьшаясь с ростом последнего [85, 86, 93].

Другим реологическим эффектом, характерным для поведения ВУС в пористой среде, является снижение во времени текущего фильтрационного расхода Оф(?) при постоянном перепаде давления Ар = соnst. В течение определенного времени Mt начальный расход ВУС в пористой среде Оф(?0) уменьшается на некоторую величину ДОф*. Причем после остановки фильтрации при Ар = О расход снижается до нуля: Оф;(?) = = 0, а при возобновлении фильтрации при Ар = соnst цикл изменения Оф(?) повторяется. Чем меньше время покоя ВУС при Ар = О, тем меньше начальный расход. Изменение фильтрационного расхода ВУС во времени Оф(?) изображено на рис. 2.6 и описывается зависимостью [86]:

Оф(0 = Офг(^г) + А(Эф; е~('х (2.12)

или

In ф °-----$!L = — (2.13)

Оф(0-Оф!-в) тр

где С?ф(ЭД — минимальное значение фильтрационного расхода ВУС на конец цикла фильтрации при Ар = соnst,

АОфг = Оф(^о) — Офг(^г);

Ap=0 Ap=0

Рис. 2.6. График изменения фильтрационного расхода ВУС во времени

Оф,(*о) - начальный, максимальный фильтрационный расход ВУС в i-й момент времени t; тр = Att — время релаксации, в течение которого происходит снижение расхода от Оф(?0) до

В неоднородной пористой среде фронт продвижения ВУС, в отличие от фильтрации ньютоновских жидкостей, более равномерный, что объясняется проявлением вязкоупругих сил при движении системы в проницаемых пропластках с большей скоростью.

Таким образом, проявление описанных выше специфических свойств ВУС при фильтрации в пористой среде вызывает эффекты, тормозящие скорость их движения.

Одним из способов регулирования реологических свойств ВУС в пористой среде, наряду с изменением термодинамических параметров процесса, является введение в состав фильтруемой системы загустителей.

Решение этой задачи рассмотрим на примере фильтрации трехфазной пены в пористой среде несцементированного кварцевого песка.

Исходные параметры ПОЖ, используемой для приготовления трехфазной пены и образцов кварцевого песка, приведены ранее (см. табл. 2.14). Время релаксации определялось с помощью секундомера от момента начала фильтрации пены (уф -> mах) до ее затухания (уф -> 0).

Результаты исследований группировались по глубинам проникновения трехфазной пены в образцы песка и вычислялся безразмерный параметр [15, 40, 95]:

PL =обр п, (2.14)

Рвх'обр

где ?робр – перепад давления на образце, равный разности между давлением пены на входе рвх и выходе рвых из образца; 1п - глубина проникновения пены в образец длиной 7обр.

Давление на выходе из образца регулировалось созданием в пористой среде давления воздуха около 0,5 МПа.

Причем при насыщении пеной всего образца противодавление воздуха на выходе из кернодержателя плавно снижалось до атмосферного. Необходимость этой процедуры была вызвана тем, что расход пены через керн прекращался и попытки его восстановить увеличением давления на входе не давали результата. Следует отметить, что снижением давления на выходе до атмосферного также не удавалось восстановить фильтрацию пены через образец песка. Обобщенные результаты исследований по фильтрации трехфазных пен в образцах кварцевого песка приведены в табл. 2.18, анализ которой позволяет установить следующее:

1. Интенсивная скачкообразная фильтрация пены происходила на глубину 4,0-5,5 см со средней скоростью 1,4-8,0 см/мин при градиентах давления фильтрации 4,0-28,5 МПа/м.

2. Затем скорость фильтрации резко уменьшалась до 0 и через 30 с фильтрация в течение 5,0 мин продолжалась со скоростью 0,015-0,070 см/мин. Причем при 7п = 7,0 см в четырех из пяти случаев Уп = 0, и только в одном случае

= 0,05 см/ мин.

3. Возобновление фильтрации проводилось повышением градиента давления на образце путем увеличения давления на входе. Рост скорости фильтрации, в среднем до 0,35 см/мин, наблюдался до глубины около 10 см, затем фильтрация пены стабилизировалась при сравнительно меньших градиентах давления (см. табл. 2.18).

4. Характер фильтрации трехфазных пен, приготовленных на основе ПОЖ составов № 1 и 2, приблизительно одинаковый.

В табл. 2.19 приведены средние значения времени релаксации и параметра Рейнера при фильтрации трехфазной пены, приготовленной вспениванием ПОЖ составов № 1 и 2

Т а б л и ц а 2.18

Результаты фильтрации трехфазной пены в образцах кварцевого песка

Количество замеров n
Глубина проникновения пены lп, см
Давление пены на входе в образец pвх, МПа
Перепад давления на образце ?робр, МПа
Градиент
давления на
образце
grad робр,
МПа/ м
Скорость фильтрации пены в образце vп, см/ мин
Параметр PL

4
10 7 5 8
5 3 3 3 3
При средняя
0 - 4,0 2, 75
4,8 - 7,0
6,40
8,2 -12, 0
9, 66
14,0 - 18,0
16,0 18,5 - 21,6
21,01
0 - 2,0
0, 54 2,8 - 4,5
3,43 2,5 - 7,8
6,03 8,1 -12,6
10,3 18,3 - 21,6
21,04
м е ч а н и е. глубина.
0, 25 -1,70 0, 98
0,32 - 2,45
1.1 6 0,86 - 2,04
1,6 1 1,2 1 -1,7 2
1.4 8
1,1 5 -1,7 7
1.5 0
0,63 - 2,23
1.2 7
1,6 9 -2,5 4
1,9 7 2,50 - 2,53
2,52 1,52 -6,0
3,28 4,0 - 6,0
4,82
В числите
Cостав №
0,16 - 1,14
0,53 0,25 - 1,95
0,83 0,77 - 1,80
1,15 0,75 -1,45
1,09 0,62 -1,68
1,25
Cостав №
0,02 - 1,74
0,67 1,11 - 2,04
1,42 2,03 - 2,30
2,13 1,52 - 6,0
3,28 4,0 - 6,0
4,82
ле - инт
1
1,1 6 - 5,2 8
2, 4 5 1,16 - 11,34
3,84 3,55 - 9,0
5,32 3,47 - 6,70
5,05 2,87 - 7,78
5,79
2
0,09 - 7,87
3,10 5,14 - 9,44
6,57 9,40 - 10,65
9,86 7,04 - 27,78
15,19 18,52 - 27,78
22,32
ервал глубин
0 - 8,0
2,70 0 - 3,0
0,3 4 0,07 - 1,20
0,3 5 0,08 - 0,34
0, 23 0 - 0,86
0, 2 2
0 - 0,07
0, 022 0,06 -1,4
0,54 0 - 0,43
0, 2 2 0,01 - 0,73
0,35 0 - 0,57
0, 26
ы; в знаме
0,069 0,213 0,319 0,545 0,810
0,0132 0,114 0,236 0,477 0,974
нателе -

(см. табл. 2.14) в образцах кварцевого песка (см. стр. 67). Среднее значение поперечного размера поровых каналов определялось по известной формуле [79, 86, 94 и др.]:

2,13 мкм = 2,13-1(Г4 см.

Т а б л и ц а 2.19

Значения времени релаксации давления и параметра Кch

при проникновении трехфазной пены (составы № 1 и 2) в образцы

кварцевого песка

Номер п/п

Глубина фильтрации

пены в образце песка

lп, см

Состав №1 Состав №2

2,75 6,40 9,66 16,0 21,01

3,43 6,03 10,30

21,04

Время релаксации давления ?р, с

Состав № 1 Состав № 2

30 - 300

163 30 - 870

268 60 - 420

186 60 - 720

442 210 - 3000

1419

210 - 600

345 240- 1240

693 210- 1200

583

270 - 2900 1415

Параметр Кch

Состав № 1 Состав № 2

3,44 0,71 0,51 0,795 2,44

1,46 1,19 1,59

2,88

П р и м е ч а н и е. В числителе среднее время.

интервал времени; в знаменателе

Из данных (см. табл. 2.19) следует, что время релаксации давления, при котором начинается очередной цикл фильтрации пены, увеличивается с глубиной проникновения в среднем в 8,7 и 4,1 раз для составов № 1 и 2, соответственно, а в абсолютном выражении - от 0,5 до 50 мин (состав № 1) и от 3,5 до 48,3 мин (состав № 2). Причем значения тр и Кch при полном заполнении образцов песка пеной практически одинаковы для обоих составов. Параметр Рейнера Кch значительно больше единицы, что подтверждает вывод о принадлежности исследуемых пен к классу вязкоупругих систем. Максимальное значение параметра Кch для пен на основе ПОЖ состава № 1 соответствует максимальному значению скорости фильтрации в начальный период: Кch = 3,44-104 при у^р = 2,70 см/мин (у™ж = 8,0 см/мин) рвср = 0,98 МПа, АРобр = 0,53 МПа, grad р^р = 2,53 МПа/м, 1^ = 2,75 см (7™ж =

= 4,0 см). Для пен состава № 2 максимальное значение параметра Рейнера достигается при полном насыщении образца:

Кch = 2,88-104 при y|jp = 0,26 см/мин (у™ж = 0,57 см/мин), рвср = 4,82 МПа, ДРосрр = 4,82 МПа, grad PocP,p = 22,32 МПа/м, 7пср = 21,04 см (7птах = 21,6 см).

Данное различие можно объяснить влиянием природы твердой фазы дисперсионной среды пены. Следовательно, эффективность кольматации пористой среды бентонитовой глиной, содержащейся в пенах на основе ПОЖ состава № 2, выше, чем образцов песка с частицами ИГС, входящей в межпленочное пространство пен, приготовленных на основе ПОЖ состава № 1.

На основе анализа информации (см. табл. 2.18 и 2.19) и структуры математической модели Максвелла (2.10) для описания исследуемых процессов в работах [15, 40, 95] предлагаются следующие формулы:

А(к/т)1/2 уп(1) =-------; (2.15)

xP(PL;-pLof

i(2 )

(gradp,-gradp0), (2.16)

где А, В — коэффициенты, характеризующие условия взаимодействия пены с пористой средой горной породы; к, т -соответственно проницаемость и пористость образца песка; п — показатель степени; а — угол наклона линейных участков полигональной зависимости уп = /(grad р); ц — вязкость фильтруемой системы.

Формула (2.16) записывается для отдельных участков функции уп = /(grad р); наклон которых к оси grad p увеличи-вается с ростом давления.

Данная закономерность описана М.Г. Алишаевым, М.Д. Ро-зенбергом и Е.М. Теслюком в работе [96] для случая фильтрации вязкопластичных жидкостей в неоднородном слоистом пласте. В нашем случае этот эффект наблюдается при фильтрации ВУС (пены) в макрооднородной пористой среде кварцевого песка фракции 0,67-1,0 мм. Подобные эффекты отмечались в работе [13] при описании результатов исследований по фильтрации трехфазной пены, приготовленной на основе ПОЖ, подобной составу № 2, в образцах кварцевого песка различных фракций размером от 0,16 до 1,25 мм и кернах песка хадумского продуктивного горизонта Северо-Ставропольского газового месторождения (ныне ПХГ) с размером фракций от 0,015 до 0,10 мм [13].

Вязкость Ц; фильтруемой ВУС можно выразить через вязкость системы ц0 в стандартных условиях, скорость уп фильтрации, время Tр релаксации, пористость т и проницаемость * среды по формуле, приведенной в работе [86]:

Ш = Но

9 9

1+— . (2.17)

Расчеты при исходных параметрах: кср = 1,50 мкм2; т = = 0,33; цот = 1,20 Па-с (для пены состава № 1) и цпг?) = = 3,50 Па-с (для пены состава № 2) показали, что вязкость пены при фильтрации в пористой среде песка увеличивается на 6 — 9 порядков. Такие огромные значения вязкости нереальны и формула (2.17) для пенных систем должна быть другой. Уравнение (2.16) можно использовать при условии ^ = = ц0 и введении поправочного коэффициента В, учитываю-щего изменение вязкости пены при фильтрации в пористой среде песка.

Полученные полуэмпирические зависимости уп = /(PL) и уп = /(grad p) рекомендуются для использования при разработке технологических параметров процесса взаимодействия трехфазных пен с пористой средой горных пород при временном блокировании поглощающего пласта, пенокислотных обработках, гидроразрывах и др.

2.4. ИССЛЕДОВАНИЕ НАБУХАНИЯ НЕУСТОЙЧИВЫХ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД В ПЕННОЙ СРЕДЕ И ИНГИБИРУЮЩИХ ЖИДКОСТЯХ

2.4.1. ВЫБОР ДИСПЕРСНОГО КОЛЛОИДООБРАЗУЮЩЕГО МАТЕРИАЛА

Исследования по выбору оптимального типа и составов инги-бирующих жидкостей для бурения скважин в неустойчивых глинах велись по двум направлениям:

поиск химических реагентов, позволяющих значительно повысить ингибирующие свойства бурового раствора;

поиск безглинистого дисперсного коллоидообразующего материала, обладающего ингибирующими свойствами и не загрязняющего продуктивный пласт.

Применение традиционного бентонитового глинопорошка при бурении, в том числе с большим зенитным углом наклона ствола, показало невозможность его использования в сочетании с широким набором имеющихся и доступных химических реагентов, не обеспечивающих стабильности тиксотроп-ных и фильтрационных параметров бурового раствора. При-

готовление бурового раствора из солестойкой палыгорскито-вой глины с добавлением ингибирующих солевых составов, а также дальнейший поиск новых стабилизирующих реагентов для бентонитового бурового раствора были сопряжены с дефицитностью и высокой стоимостью материалов. Поэтому выбор состава бурового раствора следует проводить с учетом возможности использования относительно дешевых материалов, пригодных в качестве структурообразователей и ингибиторов. Такими функциями обладает соответствующий материал стекольного производства.

В технологическом процессе химической полировки посуды в растворах происходят следующие химические реакции:

на первом этапе полирующим агентом служит HF

Na2Si04 + 6HF => Na2SiF6 + 3H20;

К20 + Si02 + 6HF => K2SiF6 + 3H20;

РЬО + Si02 + 8HF => PbF2 + 2H + + (SiF6)~2 + 3H20; (2.18)

Si02 + 6HF => (SiF6)~2 +2H+ + 2H2Or

на втором этапе в качестве полировочного агента используется H2S04

Na2SiF6 + H2S04 <=> Na2S04 + (SiF6)~2 +2Н + ,

K2SiF6 +H2S04 » K2S04 + (SiF6)~2 +2H + ; (2.19)

PbF2 + H2S04 <=> PbS04 + 2HF,

2H+ + (SiF6)~2 => (SiF4)~2 ft +2HF.

В дальнейшем для конденсирования из технологического раствора дисперсной взвеси и последующего ее удаления применяется реакция нейтрализации, которая происходит в нейтрализаторах при взаимодействии кислых стоков с известковым молоком по следующим реакциям:

Са(ОН)2 +2HF = CaF2 U +2Н20;

Са(ОН)2 +H2S04 = CaS04 U +2H20. (2.20)

Из нейтрализаторов суспензия поступает в отстойники (время отстоя не менее 1 ч), где происходит выпадение в оса-док слаборастворимых и нерастворимых химических соединений. Химический состав осадка (в % (по массе)) следующий:

CaSО4 ....................................................... 51,75

CaO ........................................................... 26,16

Al2O3 ......................................................... 1,78

MgO ......................................................... 1,16

CaF2 .......................................................... 1,16

Fe2O3 ......................................................... 0,46

PbSO4 ........................................................ 0,33

Нерастворимый осадок ......................... 17,2

Из приведенных данных видно, что выбранный структурообразующий материал кафтор содержит около 52 % сульфата кальция и 27 % оксида кальция, которые являются основными поставщиками ионов Са++ в раствор. Компоненты, входящие в его состав, не образуют токсичных соединений в воздушной и водной средах, а также в присутствии других веществ при различных термодинамических условиях.

Таким образом, приведенные результаты химического анализа материала кафтор, подтвердили возможность его применения для обработки буровых растворов с целью повышения их ингибирующей способности.

2.4.2. РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НАБУХАНИЯ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД

В качестве исследуемых жидкостей применялись:

дистиллированная вода – контрольная жидкость и растворитель для других исследуемых компонентов (материалов, реагентов);

0,5%-ный водный раствор КМЦ-700;

5%-ный водный раствор бентонита с добавкой 0,5 % КМЦ-700;

водные растворы кафтора при концентрации 1, 5, 10, 15, 20, 25 с добавкой КМЦ 700;

2%-ный водный раствор CaCl2;

1%-ный водный раствор извести;

5%-ный водный раствор KCl;

0,3%-ный водный раствор DK-Drill (полимер-ингибитор);

трехфазная пена, образованная аэрацией пенообразующей жидкости, включающей 10 % кафтора, 1 % КМЦ-700; 1 % анионоактивного ПАВ (пенолифт), вода – остальное;

трехфазная пена, где в качестве твердой фазы вместо кафтора добавлялась бентонитовая глина в количестве 5 % объема ПОЖ, а в качестве анионоактивного ПАВ – сульфо-нол.

В исследованиях использовались образцы глины тульского и бобриковского горизонтов Елшана-Курдюмского ПХГ, а

также для сравнения майкопская глина Северо-Ставропольского ПХГ.

Анализ результатов экспериментов (табл. 2.20) показывает, что в большинстве случаев наиболее интенсивное набухание образцов глин происходит в течение первых 60 мин их взаимодействия с жидкостями 2, 4, 7, 8, 10–13. Через сутки такого взаимодействия объем набухания достигает практически максимального значения и в последующем увеличивается незначительно.

Медленнее происходит набухание глин в среде полимерных жидкостей в растворе модифицированного бентонита.

Т а б л и ц а 2.20

Изменение относительного набухания глин в различных жидкостях и трехфазной пене

Номер п/ п

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Тип раствора

Трехфазная пена

Кафтор + 0,5 % КМЦ-700 5%-ный глинистый раствор 6 % КСl+1,5 % PACL

0,3%-ный раствор DK-Drill 0,3%-ный раствор КМЦ-700 5%-ный раствор КСl 5 % КМЦ-700 1 % жирма 1,0–2,5 % каф-тора

2%-ный раствор СаСl2 1%-ный раcт-вор Са(ОН)2 0,6 % ГКЖ + + 0,2 % КМЦ-700 Дистиллированная вода

Тип глины

Тульская (Т) Бобриков-ская (Б) Майкопская (М) Т Б Т М Т Б Т М Т

Т М Т Б Т М Т Б Т М Т Б

Т Б М

Относительное %, во
набухание глин, времени

1 ч
24 ч
48 ч
168 ч

0 0
0,7 0,3
3,8
2,5
9,5 4,9

0
0,4
4,3
13,6

10,0 7,5
13,0 7,8
13,0 8,0
13,0 8,0

0,2 0,4
7,4 5,4
7,5 9,7
13,3 22,5

13,5 12,5
14,0 13,5
15,0 14,5
16,0 17,0

1,7 1,5
10,8 16,3
12,0 22,4
15,3 23,8

2,3
13,4
14,0
16,6

13,2 13,5
17,7 27,8
19,0 19,0
31,0 24,0

17,5 17,6
18,0 18,0
17,0 — 25,0 26,5 — 34,0
19,0 — 27,0 30,5 — 38,0

4,0 — 7,5 3,0 — 7,0
21,0
19,0
15,0— 17,0 24,0 — 32,0
23,0
22,0
17,0 — 25,0 26,5 — 34,0
30,0
28,0
19,0 — 27,0 30,5 — 38,0
53,0
42,0

19,7 23
23,0 24,7
23,5 30,0
24,15 34,6

21,0 19,0
23,0 22,0
30,0 28,0
53,0 42,0

22,9 20,0 16,6
33,8 27,5 33,0
30,4 29,5 36,3
34,4 32,7 38,8

Минимальное набухание глины происходит в трехфазной пене. Через 60 мин глины в пене не набухают вообще, через 1 сут только на 0,5–1,0 %. Через 2 сут набухание незначительное (3,8–5,0 %). Только через 7 сут относительный объем набухания возрастает до 5,0–13,0 % в результате выделения ПОЖ из пленки пены, и набухание глины происходит при взаимодействии с выделившейся жидкой фазой.

В водных растворах кафтора набухание происходит несколько интенсивнее, чем в растворе хлористого калия. Добавка полимера в водные растворы кафтора заметно снижает набухание глины.

Увеличение концентрации кафтора в растворе не приводит к закономерному снижению набухания глин, так как количество свободных ионов Са++ несущественно меняется в исследуемом диапазоне концентраций кафтора и составляет около 801,6 мг/ дм3.

Результаты лабораторных исследований физико-механических свойств тульских и бобриковских глин (табл. 2.21) показывают, что по значениям пористости они отличаются почти в 2 раза. Кроме того, у тульских глин коэффициент набухания в трехфазной пене через 7 сут значительно выше, чем у бобриковских. Это свидетельствует о том, что тульские глины способны более интенсивно впитывать влагу из промывочных жидкостей и пен.

Исследования проводились в три этапа, продолжительность которых задавалась длительностью воздействия промывочной жидкости на керновый материал. В качестве промывочной жидкости были выбраны пенные системы, обеспечивающие максимальную сохранность коллекторских свойств продуктивных отложений. Такие системы, с одной стороны, должны минимально воздействовать на набухание глинистых отложений и не кольматировать порово-трещинное пространство известняков и песчаников, с другой – обеспечивать хо-

Т а б л и ц а 2.21

Свойства кернового материала

Керновый материал
Плотность, кг/ м3

минералогическая
объемная

Тульские глины Бобриковс-кие глины
2720 2730 2530
2170 2180 2250

Пористость, %
Коэффициент
набухания в
пене через
7 сут, %

общая
насыщения

20,37 20,17 11,12 11,06
20,28 20,01 11,09 10,87
9,3 9,6 4,9 4,8

Т а б л и ц а 2.22

Результаты исследования относительного увеличения веса образцов, %

Керновый материал
Продолжи-
тельность
взаимодей-
ствия, ч
Дистиллиро-
ванная
вода
Пенные системы составов

№ 1
№ 2
№ 3
№ 4

Тульские глины
Бобриковские глины
24 96 528 24 144 528
19 20 22 16 18 20
14 16 18 13 14 15
18 19 20 8 12 15
16 16 17 10 11 12
12 12 12 6 7 8

роший вынос шлама из скважины, в особенности из ее горизонтального ствола.

В ходе исследования изучался характер взаимодействия трехфазных пен, содержащих глину, тилозу и ПАВ, с порис-той средой кернов тульских и бобриковских глин. В качестве ПАВ использовались ?-олефин, пенолифт, ТЭАС и сульфонол. В табл. 2.22 приведены результаты исследования поглощения водной массы аргиллитами, погруженными в дистиллированную воду и пенные системы, приготовленные на основе ПАВ (?-олефин, пенолифт, ТЭАС, сульфонол).

Экспериментально установлено, что все имеющиеся ПАВ замедлили поглощение воды образцами и набухание глин по сравнению с дистиллированной водой. Однако наилучшие результаты получены при использовании трехфазных пен на основе сульфонола. Таким образом, в пенной среде, приготовленной на основе сульфонола, происходит минимальное набухание глинистого материала. Даже при относительно длительном времени взаимодействия образцов с пеной, приготовленной на основе сульфонола, процесс набухания глин существенно замедляется [15, 40, 97].

2.4.3. ОБОСНОВАНИЕ МЕХАНИЗМА СТАБИЛИЗАЦИИ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД ИНГИБИРУЮЩИМИ ЖИДКОСТЯМИ

Б.О. Байдюк и Л.А. Шрейнер установили, что только давление насыщающей жидкости без физико-химического воздействия фильтрата не может привести к потере устойчивости глин на стенках скважины. Следовательно, основную роль в интенсификации процесса деформирования глин играет не исходная влажность, а насыщение фильтратом бурового раствора под действием репрессии на пласт [98]. Однако поглощение

фильтрата бурового раствора происходит не столько под действием перепада давления в системе скважина – пласт, сколько в результате физико-химического взаимодействия, развивающегося в самой глинистой породе.

Исследование взаимодействия буровых растворов с глинистыми породами дает возможность установить физико-химическую совместимость их фильтратов с глинами.

Как известно, интенсивность деформации проницаемых горных пород при их насыщении жидкостью определяется степенью свободной поверхности порового пространства с фильтратом.

Исследования, проведенные в Азербайджане под руководством М.К. Сеид-Рза, показали, что деформация (ползучесть) глин возрастает с уменьшением набухаемости. Эффективность же действия ингибирующих растворов того или иного типа, определяющих устойчивость глин разного минералогического состава, объясняется различным механизмом их действия [99].

Анализируя влияние кальциевых буровых растворов на устойчивость глинистых пород, следует отметить, что одним из основных факторов, влияющих на физико-химический процесс взаимодействия, является содержание катионов Са++ в фильтрате раствора. Например, в Азербайджане при разбу-ривании северо-западного крыла антиклинальной складки площади Кайнарджа растворы с малым содержанием Са++ (400–500 мг/ дм3) дали положительный результат. В северовосточном крыле не удалось стабилизировать ствол скважин даже с применением хлоркальциевых буровых растворов, содержащих больше ионов Са++ (1000–2100 мг/ дм3), а следовательно, с большими крепящими способностями.

Очевидно, что агрегативная устойчивость глин определенного типа сохраняется в контакте с правильно выбранным ингибирующим раствором. Следовательно, по мнению авторов работы [98, 100], поиск рациональной области применения химических реагентов, ПАВ, наполнителей к буровым растворам, предотврашающим деформацию глинистых пород, – первостепенная задача, требующая решения.

Деформация, вызванная ползучестью глинистых пород, существенно зависит от проникновения фильтрата бурового раствора, происходящего вследствие процессов гидратации и осмоса. При этом процессы ползучести, набухания и крепящего действия накладываются друг на друга и в целом определяют устойчивость глинистой породы на стенках скважины.

Одним из методов повышения устойчивости глинистых пород на стенках скважины является уменьшение их гидро-фильности. Гидрофильность устанавливает тот уровень набухания, который достигается при определенной репрессии и зависит от механического состава, обменного комплекса и текстуры глин. Наиболее гидрофилен монтмориллонит. Гид-рофильность пород снижают путем ингибирования, полного обмена и хемосорбционного модифицирования [100]. Инги-бирование, устраняющее осмотическое обводнение глин, достигается также минерализацией растворов в результате добавки солей кальция и других металлов.

Влияние осмоса на процессы, происходящие в ПЗП, может быть различным в зависимости от его направления. Если осмос направлен из скважины в ПЗП, то возможны осыпи и обвалы стенок скважины, т.е. нарушение устойчивости глин, если наоборот, то изменяются показатели бурового раствора. По данным работы [98] в скважине могут возникать девять сочетаний порового и скважинного давлений, минерализации пластовых флюидов и фильтратов буровых растворов.

Наиболее оптимальными, с точки зрения повышения устойчивости стенок скважины, являются случаи, когда в системе скважина – пласт устанавливается осмотическое равновесие, либо осмос направлен из пласта в скважину. Несмотря на то, что в случае действия осмоса из ПЗП в скважину происходит изменение показателей бурового раствора, гораздо легче их поддерживать в заданных пределах, чем бороться с осложнениями ствола скважины.

Проведенные авторами совместно с сотрудниками Сев-КавНИПИгаза исследования взаимодействия жидкости на основе кафтора с образцами глинистых пород показали следующее:

концентрации кафтора от 1,0 до 25 % не приводит к закономерному изменению набухаемости глин;

вариация значений относительного набухания через 7 сут взаимодействия в пределах 19,0–27,0 % для тульских и 30,5–38,0 % для бобриковских глин, отобранных из разных скважин и глубин, вызвана естественным изменением их свойств в исследуемых пределах. Кроме того, эти значения относительного набухания сопоставимы с таковыми, полученными при взаимодействии глин с 5%-ным водным раствором KCl, и ниже значений, полученных при их взаимодействии с растворами CaCl2 и Ca(OH)2; добавка 0,5 % КМЦ в водный раствор кафтора существенно снижает набухание через 2 сут и более.

Таким образом, проведенные исследования доказывают возможность применения кафтора в качестве ингибирующей добавки для обработки буровых растворов.

2.4.4. РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ И РЕЦЕПТУР

БУРОВОГО РАСТВОРА И ПЕНООБРАЗУЮЩЕЙ ЖИДКОСТИ

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КАФТОРА

Сопутствующие (побочные) материалы основных производств (промышленного или сельскохозяйственного) обычно накапливаются в виде остатков сырья или части его компонентов, не использованных в основном технологическом процессе, которые нерационально или невозможно перерабатывать для получения полезного продукта.

Накапливаясь на предприятиях, эти побочные материалы (ПМ) создают серьезную проблему, связанную с их уничтожением или захоронением. Попадая на дневную поверхность (в атмосферу, водоемы, на земельные угодья), ПМ нарушают экологию. Поэтому утилизировать ПМ в других технологических процессах очень эффективно и целесообразно, так как отходы значительно дешевле готового продукта, более доступны с точки зрения приобретения и доставки, а также частично решается проблема их захоронения.

В нашей стране накоплен положительный опыт использования отходов производства для обработки буровых растворов, в том числе и для повышения их ингибирующих свойств.

Однако, как подчеркивают О.К. Ангелопуло, В.М. Подгор-нов, В.Э. Аваков, путем произвольной добавки одного реагента к другому даже при интенсивном перемешивании далеко не всегда удается получить структурированную дисперсную систему, которую можно использовать в качестве основы для бурового раствора [100]. Согласно классификации, разработанной авторами работы [100], буровыми предприятиями могут быть использованы до 830 соединений, полученных из товарных солей и ПМ. Необходимо заметить, что только 33 соединения, в том числе CaSiF6 и CaCrO4, растворимы в воде, 10 соединений, в том числе Ca(OH)2, CaSO4, Ca2S труднорастворимы в воде (около 0,1–0,5 %), 29 соединений, в том числе CaCO3, CaSiO3, Ca3(PO4)2, нерастворимы в воде, но растворяются в кислотах, остальные 11, в том числе CaF2, являются нерастворимыми твердыми веществами.

Анализ химического состава кафтора (отхода стекольной промышленности) показывает, что в нем содержится около

Т а б л и ц а 2.23

Составы и рецептуры ингибирующих буровых растворов

Номер п/ п
Тип раствора
Рецептура
Предел термостойко-сти,°С

Компонентный состав
Расход компонентов, кг/ м3

1
Известковый
Бентонит
ФХЛС
NaOH
Ca(OH)2
КМЦ-600 Вода
80–100
15–20
5–7
3,5–5
3–5
Остальное
по

2
Хлоркальцие-

вый
Бентонит
100 — 120

КССБ
25 — 30

КМЦ-600
10 — 20

Са(ОН)2
2 — 5

СаСЬ
5 — 6,5

Вода
Остальное

3
Хлоркалиевый

Бентонит
50 — 80

КССБ
30 — 50

КМЦ-600
3 — 5

КОН
3 — 6

КС1
30 — 50

Вода
Остальное

4
Гипсоизвест-

ковый
Бентонит
80— 100

ФХЛС
20 — 30

CaS04-2H20
15 — 20

КМЦ-600
3 — 5

NaOH
3 — 5

Са(ОН)2
1 — 3

Вода
Остальное

5
Гидрогельмаг-

MgCl
200 — 250

Са(ОН)
18 — 20

КМЦ-600
20 — 30

Вода
Остальное

6
Модифициро-

ванный гипсо-
Бентонит
30

известковый
ФХЛС
20

Кафтор
50 — 200

КМЦ-600
305

NaOH
3 — 5

Вода
Остальное

7
Пенообразую-

щий модифи-
Бентонит
30

цированный
Кафтор
30 — 50

гипсоизвестко-
ПАВ (пено-
6—10

вый
лифт, сульфо-нол) КМЦ-600

5 — 20

Вода
Остальное

100

160

по

160

Содержание

ионов Са++,

мг/ дм3

200 — 300

2000 — 2500

30–50 г/ дм3 (общая минерализация)

1200— 1500

300 г/ дм3 (общая минерализация)

801,6

52 % гипса (CaS04 • H20), 27 % оксида кальция СаО (негашеная известь) и 3,4 % оксидов алюминия (1,78 %), магния (1,16 %) и железа (0,46 %), которые нерастворимы в воде, но растворимы в кислотах. Таким образом, используя кафтор, как ПМ для обработки бурового раствора, фактически получаем гипсоизвестковый раствор модифицированного типа [101, 102].

Преимущество раствора разработанной рецептуры (табл. 2.23) за0ключается в том, что в результате взаимодействия его с исследуемыми глинами концентрация ионов Са ++ возрастает от 801,6 до 1002-1202,4 мг/дм3. Это свидетельствует о том, что осмотический процесс направлен из пласта в скважину при сравнительно невысоком значении изотонического коэффициента: Kiср = 1,31.

По данным [101, 102], используемые для обработки буровых ингибирующих растворов хлориды железа, алюминия, магния, кальция, натрия и калия имеют более высокие значения изотонического коэффициента (1,83 < К, < 4,76), показывающего, во сколько раз увеличивается количество осмотиче-ски активных частиц в растворе вследствие диссоциации электролита.

Кроме того, первоначальная концентрация ионов Са++ при обработке бурового раствора добавкой кафтора существенно не изменяется от его содержания в растворе. В то же время, для перечисленных выше хлоридов содержание ионов металлов в растворе увеличивается с ростом концентрации соли, что затрудняет процесс регулирования устойчивости глинистых пород на стенке скважины в процессе бурения.

Разработанные новые составы и рецептуры бурового раствора и пенообразующей жидкости с использованием ПМ стекольной промышленности — кафтора рекомендуются для проводки сильно искривленных и горизонтальных стволов скважин в неустойчивых глинистых породах, песчаниках и низкопроницаемых известняках.

Тагиров К.М., Нифантов В.И.
Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии.

Глава № 2

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Заключение-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

Глава № 2

Знакомства

для

настоящих

нефтяников

и

газовиков

Глава № 2

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)