Статья на тему Разработка бурового реагента на основе отечественного сырья

Фрагмент текста работы:

Нефтяная скважина — это термин для любого бурения или бурения через поверхность земли, предназначенный для поиска и высвобождения как нефтяных, так и газовых углеводородов.

Скважина создается путем бурения отверстия диаметром от 100 до 800 мм в грунте с помощью нефтяной вышки, поворачивающей буровое долото. После того как отверстие просверлено, металлическая труба, называемая «обсадной колонной», цементируется в отверстие [2].

Чтобы пробурить скважину, буровое долото разбивает землю (которая затем вымывается из скважины «буровым раствором») и расширяет скважину; труба или бурильная колонна, к которой крепится долото, постепенно удлиняется по мере углубления скважины; нефтяная вышка, которая выполняет роль надстройки, несущей нагрузку на бурильную колонну, а также содержит оборудование для вращения или ударного воздействия на бурильную колонну.

Буровые растворы имеют решающее значение для поддержания контроля скважины и стабильности ствола скважины на протяжении всей операции бурения. Кроме того, они приостанавливают шлам, не циркулируя, и транспортируют его на поверхность во время циркуляции для оптимизации буровых работ. Они также очищают, охлаждают и смазывают долото. Буровые растворы также изолируют окружающие пласты, создавая плотную фильтрационную корку на проницаемых участках. Буровые растворы могут быть на водной или неводной основе. Эти жидкости выбираются и проектируются в соответствии с геологическими условиями и направленными и геометрическими требованиями [4].

Цемент используется для заполнения пространства между обсадной колонной и стволом скважины, где он обеспечивает структурную поддержку; функционирует как барьер, который помогает предотвратить коррозию стали; и блокирует нефть, газ или воду от прохождения через затрубное пространство. Этот барьер также защищает водоносные горизонты пресной воды и помогает предотвратить приток нежелательных углеводородов. Цемент также используется во время заброски скважин или интервенционных операций.

Существует несколько различных типов буровых растворов, основанных как на их составе, так и на использовании. Тремя ключевыми факторами, определяющими решения о типе бурового раствора, выбранного для конкретной скважины, являются [1]:

Стоимость

Технические характеристики

Воздействие на окружающую среду.

Выбор правильного типа жидкости для конкретных условий является важной частью успешных буровых работ.

Ежегодная классификация жидких систем World Oil[1] перечисляет девять различных категорий буровых растворов, включая:

Пресноводные системы

Системы морской воды

Системы на нефтяной или синтетической основе

Пневматические (воздух, туман, пена, газ) “жидкие” системы

Критерии выбора эмульгатора ГЭР

• межфазная активность (способность снижать свободную энергию границы раздела нефть/водаγmin);

• значение критической концентрации мицело-образования-ККМ (определяет удельный расход эмульгатора);

• скорость адсорбции эмульгатора (определяет условия эмульгирования и тип смесительно–диспергирующего оборудования);

• стоимость эмульгатора [3].

Качественный состав гидрофобно-эмульсионного бурового раствора (ГЭР)

Высокоминерализованный гидрофобно-эмульсионный буровой раствор, который используется при бурении новых и восстановлении аварийных скважин (первичное и вторичное вскрытие продуктивных пластов), а также как блокирующая жидкость при глушении скважин перед ремонтом и среда при перфорации обсадных колон.

Состав бурового раствора, %масс.:

• углеводороды (нефть, дизтопливо, газовый конденсат) 20-80

• эмульгатор РХ-К2-4

• хлористый кальций 2-12

• известь 0-4

• вода пресная или минерализованная остальное.

Главное преимущество НБП — высокая запечатывающая способность, которая наиболее эффективно при изоляции наиболее крупных «трещин». Использование этого реагента позволило получить прирост по нефти на скважинах, на которых не получили эффекта после закачки таких реагентов как СНПХ-9633, Дисин и др. Правда и по продолжительности эффекта он наиболее низкий, что является его недостатком. Возможна она связана с образованием большого количества дополнительных систем искусственно создаваемых трещин, в результате большего давления нагнетания при закачке реагента, из-за его большой вязкости и добавления в качестве наполнителя цемента — это явление подверждается увеличением коэффициентом продуктивности после проведения изоляционных работ на большинстве скважин [5].

Хорошие показатели эффективности были получены от применения — технологии Дисин.

Сущность комплексного воздействия заключается в следующем: в скважины, на которых произошел прорыв воды по трещинам, кавернам и крупным порам закачивается инвертная дисперсия «Дисин», после чего призабойная зона последовательно обрабатывается соляной кислотой и нефтяным растворителем с последующей выдержкой на реакцию. При закачке сжиженный, но агрегативно устойчивый «Дисин» фильтруется в трещины, каверны и крупные поры, по которым в скважину поступает вода. Гидрофобные свойства поверхности карбонатного коллектора способствуют проникновению гидрофобного (смачивающего) «Дисина» в достаточную для селективной изоляции глубину. Вместе с тем, в низкопроницаемую часть коллектора «Дисин» не фильтруется. При этом водоотталкивающие свойства «Дисина», находящегося в трещинах и крупных порах обеспечивают надежную изоляцию воды, поступающей со стороны нагнетательной скважины. «Дисин» продавливается в трещины раствором соляной кислоты [6]. При этом соляная кислота не может попасть в трещины в силу водоотталкивающих свойств «Дисина», а следовательно устранить водоизоляционный эффект от «Дисина». Зато в низкопроницаемой части ПЗП, где избыток «Дисина» присутствует в виде тонкой кольматирующей пленки, соляная кислота будет химически взаимодействовать как с карбонатом и гидроксидом кальция, разрушая «Дисин», так и с породой коллектора, повышая проницаемость призабойной зоны пласта. Раствор соляной кислоты продавливается в ПЗП Нефрасом, который с одной стороны агрегативно доразрушает пленку кольматирующего «Дисина» в низкопроницаемой части, оголяя твердую фазу и устраняя помеху для поступления нефти в скважину, с другой стороны, — удаляет АСПО и гидрофобизирует коллектор после гидрофилизирующего действия соляной кислоты.

При застывании в пласте, «Дисин» образует гель с низким значением вязкости и в основном используется для блокировки мелких трещин.

Преимуществом Дисина является его низкая вязкость, что при закачке уменьшает вероятность образования исскуственной системы трещин. К недостатку можно отнести тот фактор, что при закачке используется соляноя кислота, что неблагоприятно влияет на матрицу породы. Возможно поэтому успешность у Дисина самая низкая из 31 скважино-обработок по 10 скважинам не получено эффекта. Однако его низкая стоимость и самая большая дополнительная добыча делают его достаточно привлекательным для проведения изоляционных работ на залежи 302-303 [2].

В зависимости от характеристик скважины освоение должно производится в одном из трех основных режимов: непрерывном, ручном циклическом, либо в автоматическом циклическом режиме.