Механизмы поступления флюидов пласта в ствол скважины

Поступление флюида с выбуренной породой. При механическом углублении скважины в зоне залегания флюидосодержащей породы в результате ее разрушения происходит освобождение флюида, содержащегося до этого в пористом пространстве породы. Выделившийся из породы флюид поступает в БР, смешивается с ним или растворяется в нем.

Для предотвращения возникновения условий снижения забойного давления из-за поступления в скважину газа с выбуренной породой в ПБ предписывается, что «при бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора».

Гравитационное замещение пластового флюида БР возможно только при определенных условиях залегания пластов и их специфической геологической структуре. Пласты-коллекторы должны иметь преимущественно трещиноватую структуру с высокой степенью раскрытости трещин (свыше 1–2 мм) и большими углами падения пластов (более 10–15°). Обычно такие условия залегания пластов бывают приурочены к зонам тектонических нарушений.

При возникновении ГНВП с таким механизмом перемещения флюида следует уменьшать механическую скорость проходки (для ограничения скорости вскрытия новых трещин) и повышать структурные свойства БР (для ограничения глубины проникновения его в трещины).

К процессам массообмена, которые могут служить причинами появления пластовых флюидов в стволе скважины, относятся диффузия и осмос.

Диффузия– это молекулярное проникновение одного вещества в другое при их непосредственном контакте.

При наличии разности концентраций любых веществ на границах сред происходит молекулярное проникновение этих веществ друг в друга и распространение зоны этого проникновения во времени. Процесс диффузии газа заключается в том, что он переходит из газового пласта в БР, в среду, где его концентрация меньше. Перемещение газа под действием разности концентраций называют диффузионным потоком газа. Диффузионный поток способствует выравниванию концентраций и после этого прекращается. Движущей силой диффузии является перепад парциальных давлений, т. е. различие в содержании газа в пласте и за его пределами. Со временем на некотором расстоянии от скважины в пласте накапливается проникший в пласт БР, который, создавая блокирующие зоны, препятствует прохождению газа к скважине.

Коэффициент диффузии зависит от свойств и состава диффундирующего вещества, свойств глинистой корки и БР, температуры, концентрации диффундирующего вещества, давления и т. п.

Если предположить, что парциальное давление в БР равно нулю, а в пласте – 10 МПа, в случае диффузии из этого пласта метана при температуре 60 °С через 1 м глинистой корки толщиной 1 мм (для скважины 245 мм без каверн) за одни сутки в скважину поступит 0,2 м³ газа.

Процесс накопления флюида в скважине происходит весьма медленно и с течением времени имеет тенденцию к замедлению; процесс диффузии происходит непрерывно, так как выравнивание концентрации флюида в БР и в пласте практически невозможно (циркуляция БР, всплытие газа).

Инструктивными материалами рекомендуется ограничивать длительность простоя скважины без промывки при разбуривании газоносных пластов с обязательным использованием дегазаторов.

Осмос – диффузия растворителя через полупроницаемую перегородку (мембрану), разделяющую два раствора разной концентрации и пропускающую только молекулы растворителя, но препятствующую прохождению частиц растворенного вещества. Сущность осмоса заключается в самопроизвольном переходе растворителя в раствор с большей концентрацией.

В большинстве БР растворителем является водная фаза, имеющая определенную минерализацию. При вскрытии продуктивного пласта, водная фаза которого имеет большую минерализацию, чем БР, происходит перемещение водной фазы (растворителя) из БР в пласт (в раствор с большей концентрацией солей) через полупроницаемую перегородку, роль которой в данном случае играет глинистая корка, образовавшаяся на стенках скважины.

Процесс осмоса носит разовый характер и прекращается при выравнивании концентраций водного раствора (по минерализации) в пласте и БР. Осмотическое увлажнение (или осушение) пород в приствольной зоне скважины может быть причиной возникновения других осложнений, таких как осыпи и обвалы стенок скважины (особенно при разбуривании хемогенных пород) и кавернообразования. Эти осложнения могут в дальнейшем способствовать или явиться причиной возникновения ГНВП. Это, например, могут быть:

- сужения сечения ствола скважины (рост гидродинамического давления– поглощение– ГНВП);

- сальникообразование (свабирование и поршневание при спуско-подъемных операциях);

- поступление пластовых флюидов с осыпавшейся или обвалившейся породой;

- повышение плотности бурового раствора из-за увеличения твердой фазы в БР (поглощение - ГНВП).

Для предотвращения осмотических перетоков следует регулировать минерализацию БР, причем важно сбалансировать не только концентрацию солей, но и их соответствие в БР.

Поступление флюидов из пласта в ствол скважины в результате действия капиллярных сил. При соприкосновении двух несмешивающихся жидкостей в узком канале – капилляре, возникает искривление границы их раздела – менисков. У жидкости, хорошо смачивающей стенки канала, мениск вогнутый, у плохо смачивающей – выпуклый. При этом на границе раздела жидкостей (фаз) возникает капиллярное давление, направленное в сторону жидкости, имеющей худшую смачивающую способность. Это давление бывает настолько существенным, что может служить движущей силой, продвигающей жидкость, обладающую более высокой смачивающей способностью, по капилляру, вытесняя жидкость, обладающую меньшей смачивающей способностью.

При вскрытом продуктивном пласте, содержащем газ или нефть, неизбежно происходит контакт между фильтратом БР и углеводородным флюидом (несмешивающиеся жидкости) в гидравлических каналах пласта (капиллярах). По отношению к большинству пород-коллекторов вода имеет большую смачивающую способность по сравнению с нефтью или газом, иначе в большинстве своем породы гидрофильны. В таком случае капиллярные силы направлены в сторону расположения углеводородных флюидов, т. е. в глубь пласта, и способствуют продвижению фильтрата БР в ту же сторону, оттесняя флюид.

Продуктивные пласты имеют гидравлически связанную систему капиллярных каналов, имеющих различные размеры (диаметры). В каналах меньшего диаметра (до 1 мкм) величина капиллярного давления более высокая и может достигнуть 0,10–0,12 МПа. В более крупных каналах (диаметром 10–12 мкм) давление не будет превышать 0,01–0,02 МПа. Таким образом, между каналами различного диаметра в пласте-коллекторе возникают перепады давления, под действием которых фильтрат БР проникает в пласт по каналам малого диаметра, а пластовый флюид перемещается в каналы более крупные, откуда поступает в ствол скважины. Возникает противоток фильтрата БР и пластового флюида, из скважины в пласт – фильтрат, из пласта в ствол скважины – углеводородный флюид.

В буровой практике этот процесс носит название капиллярной пропитки. Процесс происходит до тех пор, пока фильтрат не заполнит пространство вокруг скважины, вытеснив флюид и заблокировав остальную часть порового пространства пласта. При бурении и циркуляции поступивший в скважину флюид выносится на поверхность БР и, как правило, не приводит к осложнениям процесса бурения. Однако при длительных простоях эффект от капиллярного замещения пластового флюида может оказать существенное влияние на изменение плотности БР и его газонефтесодержания. Скорость капиллярной пропитки в значительной степени зависит от гидрофобности глинистой корки.

Противодействовать капиллярной пропитке продуктивных пластов можно снижая водоотдачу бурового раствора или используя буровые растворы, у которых смачивающая способность пород, содержащих нефть или газ, невелика.

Поступление флюидов в ствол скважины вследствие действия контракционных эффектов, происходящих в буровом и цементном растворах. Контракция – это уменьшение суммарного объема системы «твердое вещество/жидкость» (гетерогенная система) при смешивании входящих в нее веществ. Явление контракции в водной среде присуще многим телам, в том числе глинам и частицам цемента.

При взаимодействии воды с глинистыми частицами происходит увеличение объема последних (процесс набухания, «распускание» глины). Вода в результате такого взаимодействия переходит из свободного в связное состояние, при этом плотность ее увеличивается до 1300–2400 кг/м³, а объем, следовательно, уменьшается.

Оказывается, что приращение объема глины меньше, чем объем всасываемой жидкости. В результате суммарное изменение объема гетерогенной системы «вода–глина» приводит к уменьшению общего объема смеси по сравнению с исходными объемами глины и воды, т. е. налицо эффект контракции. В практике применяют термин усадка глинистого раствора.

Само по себе явление контракции БР не может стать причиной ГНВП. Уменьшение объема раствора компенсируется некоторым падением уровня в скважине без заметного снижения давления на стенки скважины.

Однако, если структурно-механические свойства БР высокие, то при остановке циркуляции в результате структурообразования силы сцепления БР со стенками скважины могут оказаться столь большими, что это приведет к образованию как бы пустот по длине столба бурового раствора в стволе скважины в сочетании с контракционным эффектом («зависание» БР). Часть объема БР уменьшается в результате контракции, а вышележащий БР не опускается вниз из-за образования структуры и больших сил сцепления со стенками скважины. Такая ситуация создает условия для поступления флюида из пласта под действием локального снижения гидростатического давления БР.

Эффект контракции характерен при распускании не только глинопорошка, составляющего основу БР, но он возникает при попадании в раствор глинистой породы (шлам) и при контакте БР с вновь образовавшейся глинистой коркой. Эффект контракции присущ также цементным растворам и может играть большую отрицательную роль при формировании непроницаемого цементного камня. Образовавшиеся в результате «усадки» трещины и каналы впоследствии могут стать причиной ГНВП и межпластовых перетоков.

Процесс контракции может продолжаться даже без поступления в БР новых порций глинистой составляющей длительный период. Профилактические меры по предупреждению возникновения поступления флюида из пласта в ствол скважины заключаются в следующем:

– контроль качества приготовления БР для обеспечения максимальной гидратации глины (роспуск глины);

– контроль и регулирование структурно-механических свойств БР (СНС);

– качественная очистка БР от выбуренной породы, особенно при бурении глинистых отложений;

– регулирование процесса коркообразования на стенках скважины;

– сокращение простоев скважины без циркуляции БР.

Поступление флюида из пласта вследствие седиментации бурового раствора. БР как совокупность различных по агрегатному состоянию веществ (твердых и жидких) является так называемой дисперсной системой. Она представляет собой такую систему, где одно вещество (в данном случае твердые частицы глины, утяжелителя, шлама) раздроблено (диспергировано) и распределено в другом веществе (водный раствор химических реагентов). Седиментация бурового раствора – это процесс оседания твердых частиц, диспергированных в нем, под воздействием гравитационного поля (силы тяжести).

В результате седиментации происходит расслоение БР с образованием осадка и обедненной или даже чистой дисперсионной среды (водной фазы БР). Причем расслоение раствора имеет локальную структуру. Места накопления осадка образуются в интервалах изменения сечения ствола (сужения ствола, выступы бурильной колонны, каверны и т. п.), на забое скважины, а также в зонах расположения проницаемых пластов. Очевидно, чем выше места выпадения осадка, тем ниже плотность БР, что, в свою очередь, ведет к уменьшению гидростатического давления. Таким образом, в скважине формируются локальные участки пониженного давления, в которых могут сложиться условия перемещения пластового флюида из флюидосодержащего пласта. Для того чтобы твердые частицы, присутствующие в БР, не выпадали в осадок, он должен обладать структурно-механическими свойствами, которые удерживают твердые частицы во взвешенном состоянии. Процесс седиментации обусловливается следующими факторами:

- низкое значение структурно-механических свойств БР (особенно CHC₁₀);

- низкое качество утяжелителя по фракционному составу;

- недостаточная очистка БР от выбуренной породы.

Соответственно к технологическим мероприятиям, направленным на предотвращение седиментации БР, относятся:

1. Контроль параметров БР.

2. Контроль за качеством утяжелителя и химических реагентов.

3. Обеспечение достаточной для выноса выбуренной породы промывки скважины.

4. Сокращение простоев скважины без циркуляции БР или без предварительной очистки ствола скважины от выбуренной породы.