Билет №21. Технологические жидкости для вторичного вскрытия.

Техника и технология заканчивания скважин

Кольматация перфорационных каналов значительно влияет на гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом. Однако сегодня на месторождениях в странах СНГ более 90% объема работ по вторичному вскрытию пластов проводят кумулятивной перфорацией в условиях превышения давления на забое скважины над пластовым. При этом по ныне действующим техническим правилам ведения буровых работ перед перфорацией требуется заполнить эксплуатационную колонну таким буровым раствором, который применялся при первичном вскрытии пластов, что приводит к необратимому загрязнению призабойной зоны пластов. За рубежом давно уже отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные жидкости (СЖ) без твердой фазы или жидкости, в состав которых входят кислоторастворимые наполнители.

Технология вторичного вскрытия пластов путем кумулятивной перфорации в наше время прошла три этапа развития.

На первом этапе кумулятивную перфорацию проводили в среде бурового раствора. Данные исследований однозначно свидетельствуют, что в этих условиях имеет место кольматация глинистыми частицами перфорационных каналов, вследствие чего их пропускная способность уменьшается в 2 раза и более, однако такую технологию сегодня применяют на большинстве месторождений, чем наносится ущерб народному хозяйству.

Второй этап развития технологии вторичного вскрытия характеризуется использованием в качестве перфорационной среды специальных растворов без твердой фазы. Из таких жидкостей наиболее широкое применение нашли водные растворы солей, полимерные соляные растворы на углеводородной основе (РУО) и некоторые другие.

При использовании СЖ при вторичном вскрытии пластов получают более позитивный результат по сравнению с перфорацией в среде глинистого раствора. Однако при этом не исключается кольматация пласта взвешенными частицами, которые попадают в СЖ во время его приготовления, транспортирования и закачивания в скважину.

Основные источники загрязнения при использовании СЖ – остатки бурового раствора в колонне, манифольде, задвижках и других элементах циркуляционной системы.

Данные зарубежных исследователей свидетельствуют, что при концентрации твердых частиц в СЖ, составляющей 485 г/л, резко ухудшаются коллекторские свойства пород (рисунок 1.21).

Рисунок 1.21 – Влияние концентрации твердых частиц в специальных жидкостях на проницаемость пород.

В связи с этим дальнейшее совершенствование технологии вторичного вскрытия пластов требует решения проблемы глубокой очистки СЖ от взвешенных частиц. Это является третьим этапом развития технологии вторичного вскрытия пластов. Суть такой технологии – введение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц. Это предусматривает замену бурового раствора в скважине на СЖ в несколько этапов:

- замена бурового раствора водой в эксплуатационной колонне;

- отмывка ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и ПАВ по закрытому циклу емкость –насос –фильтр для удаления вымытых твердых частиц – скважина – емкость;

- замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью.

Для изъятия из воды вымытых твердых частиц и очищения СЖ используют фильтры разных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде пластин, заполненных кварцевым песком и др. Такие фильтры позволяют снизить концентрацию взвешенных частиц до 2 мг/л, хотя практика подтверждает, что фильтрование снижает эту концентрацию только до 10 мг/л.

Продолжительность работ по очистке скважины СЖ может составлять до 10 суток в зависимости от объема фильтрующих жидкостей и пропускной способности фильтров. За рубежом такая технология считается экономически целесообразной. В нашей практике такие работы пока не проводятся.

Не менее важен выбор типа СЖ для конкретных горнотехнических условий. При выборе СЖ для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, регламентирующими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия. При этом следует учитывать и свойства фильтрата, который проник в пласт во время первичного вскрытия. Последнее условие в наше время практически не учитывается. Так, иногда промыслово-геологические службы рекомендуют применять растворы на углеводородной основе, в то время как при первичном вскрытии используют растворы на водной основе. Для оценки взаимодействия СЖ с коллекторами, на основании моделирования поэтапного воздействия на коллектор фильтрата бурового раствора при первичном вскрытии, тампонажного раствора при цементировании и перфорационной жидкости при вторичном вскрытии. О. Бачериковым разработана методика, оценивающая также и вытеснение этих фильтратов в обратном порядке при вызове притока. За критерий оценки взят коэффициент восстановления проницаемости, который определяется как отношение проницаемости керна после обработки технологическими жидкостями k₁ к его первичной проницаемости k₀.

.

Опыты проводили с использованием природных кернов длиной 5 см, проницаемостью 0,1 – 0,3 мкм², которые после экстрагирования последовательно насыщались моделью нефти (80%) и пластовой водой (20%). Результаты этих опытов показали, что эффективность применения СЖ в значительной степени завист от условий первичного вскрытия пластов (таблица 1.21). Если при разбуривании пласта использовали раствор на водной основе, то применение в качестве перфорационной среды раствора CaCl₂ обеспечивает коэффициент , в то время как применение инверно-эмульсионного раствора (ИЭР) позволяет получить .

Причина низкой эффективности применения РУО в том, что при использовании противоположных по природе смачивания бурового раствора на водной основе и перфорационной жидкости на нефтяной основе в коллекторе появляется новая зона углеводородного контакта, созданная фильтратами этих систем. При этом возникает благоприятная среда для образования в призабойной зоне пласта (ПЗП) вязких водонефтяных эмульсий и для блокирования части поровых каналов фильтратом. Кроме того, при указанном соединении СЖ и бурового раствора в зоне их контакта происходит двухфазная фильтрация.

Таблица 1.21 – Влияние условий вскрытия на коэффициент β

Состав фильтрата, попадающего в керн при вскрытии	Температура проведения опытов, °С	β
первичном	вторичном
С учетом условий первичного вскрытия
0,3 %-ный водный раствор КМЦ	20 %-ный водный раствор CaCl2		0,62
	0,58
фильтрат ИЭР		0,39
	0,34
0,4 %-ный раствор эмультала в дизельном топливе	20 %-ный водный раствор CaCl2		0,48
	0,44
фильтрат ИЭР		0,78
	0,73
Без учета условий первичного вскрытия
-	20 %-ный водный раствор CaCl2		0,72
фильтрат ИЭР		0,90

В большинстве нефтепромысловых районов России и стран СНГ при разбуривании пластов используют растворы на водной основе. Исследования показали, что водные растворы солей NaCl, KCl, CaCl₂ характеризуется коэффициентом восстановления проницаемости . Полимерные растворы с содержанием 0,3-0,5 % полиакриламида (ПАА) и 20% CaCl₂ характеризуются коэффициентом . Причинами тому являются проникновение макромолекул полимера в коллектор и адсорбция их на поверхности фильтрационных каналов. Наиболее низкие значения получены при использовании ИЭР (32,5% дизельного топлива + 1,5% эмультала + 6% СМАД + 60% воды).

Применяемые в процессе испытаний СЖ существенно различаются и по легкости вытеснения фильтратов из коллектора. Максимальные значения при использовании солевых и полимерных растворов значительно меньше, чем в случаях применения ИЭР, т.е. удаление фильтрата из ПЗП происходит при более высокой деперссии.