УДК 622

УДК 622.244.5

Богославець В.В., Соловйова Н.А.

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

Методи покращання якості розкриття продуктивних пластів

Збереження природної проникності продуктивних пластів є найважливішою вимогою до технологій завершення свердловин. Від ефективного її вирішення залежить продуктивність свердловин і ступінь вилучення вуглеводнів у процесі розробки родовищ.

Процес первинного розкриття потрібно розглядати як комплекс заходів, пов’язаних з розбурюванням і кріпленням продуктивної частини свердловини, кінцевою метою якого є отримання максимально можливого припливу нафти чи газу та забезпечення надійної роботи свердловини в процесі її експлуатації [2].

У цьому плані вельми актуальним є розробка технології завершення свердловин з метою збереження фільтраційних властивостей продуктивних пластів, що забезпечить потенційну продуктивність свердловин і високу ступінь вилучення вуглеводнів у процесі розробки нафтових родовищ[6].

Якість первинного розкриття продуктивних горизонтів під час буріння нафтових свердловин визначає успішність подальшої розробки родовищ.

Запобігання забрудненню продуктивного пласта при цементуванні свердловин [2], досягається зменшенням репресії на пласт і фільтраційних властивостей тампонажного розчину, забезпеченням фізико-хімічної відповідності фільтрату тампонажного розчину складу порід пласта, пластовим флюїдам і фільтрату бурового розчину.

Одним з методів покращання якості розкриття продуктивних пластів є обробка бурових розчинів ПАР [1]. Використання цього методу не вимагає великих додаткових капіталовкладень і унікального чи дефіцитного устаткування. Виробництво ПАР налагоджено в досить широких масштабах в Україні. Застосування ПАР під час первинного розкриття продуктивних пластів з метою підвищення видобутку нафти з надр є найбільш доступним і ефективним (особливо при використанні їх розчинів з низьким вмістом).

Для запобігання впливу поверхневих ефектів на забруднення продуктивних пластів необхідно зменшувати величину міжфазного натягу на границі розділу фаз фільтрат – нафта. З цією метою перед розкриттям пластів до бурових розчинів добавляють ПАР [1].

Додавання ПАР до бурового розчину впливає на параметри зони проникнення змінює фізико-хімічні властивості флюїдів, характер розподілу нафти і води у поровому просторі колектора та впливає на фільтраційні параметри зони проникнення. Вибір ПАР для бурових розчинів при первинному розкритті продуктивних пластів потребує досліджень їх впливу на характер витіснення нафти з керну гірської породи, а також на параметри бурового розчину (реологічні властивості, фільтрацію, СНЗ та ін.).

Є.М. Соловйов [7] сформулював наступні найважливіші вимоги до ПАР, які застосовуються для розкриття і обробок ПЗП. ПАР, що вводять в буровий розчин для розкриття продуктивного пласта і використовують для обробок ПЗП, мають задовольняти таким вимогам: при малій концентрації значно зменшувати міжфазний натяг на межі розділу фаз вода – вуглеводневе середовище; покращувати змочуваність породи нафтою в присутності водного фільтрату бурового розчину чи технологічної рідини; не утворювати нерозчинного осаду при контакті з пластовими водами; перешкоджати диспергуванню і набуханню глинистих частинок у присутності водного фільтрату в пласті; у можливо меншій мірі адсорбуватися на поверхні породи, оскільки при адсорбції в значній кількості різко збільшується витрата ПАР і вартість обробки; перешкоджати утворенню емульсії в пористому середовищі, а в тих випадках, коли утворення емульсії неминуче, сприяти можливо більш тонкому подрібненню глобул дисперсної фази в ній, перешкоджати коалесценції цих глобул; перешкоджати утворенню на межі фаз адсорбованих шарів желеподібної структури, оскільки такі шари створюють великий гідравлічний опір фільтрації пластової рідини до свердловини.

Слід відмітити, що питанню якості розкриття продуктивних пластів при бурінні приділяється недостатня увага. В окремих випадках ПАР взагалі у буровому розчині відсутні. Рецептури бурових розчинів вибирають без врахування вимог збереження природних властивостей колекторів.

В таблиці наведені властивості деяких бурових розчинів для первинного розкриття продуктивних пластів на родовищах ДДз.

Поверхневі властивості на границі розділу фаз фільтрат бурового розчину – нафта вивчались за коефіцієнтом міжфазного натягу.

Коефіцієнт міжфазного натягу на границі розділу фаз фільтрат бурового розчину – нафта Мільківського родовища вимірювали з допомогою сталагмометричного методу та методу обертової краплі [3].

Для його вимірювання використовували метод об'єму краплі або сталагмометричний метод [4], а для оптично прозорих рідин коефіцієнт міжфазного натягу можна виміряти за методом обертової краплі [5]. Метод обертової краплі дозволяє вимірювати динамічний коефіцієнт міжфазного натягу під час обертання трубки з досліджуваними рідинами у певні проміжки часу.

Як відомо [2, 6, 7], забруднення колектора є результатом утворення в ньому зони підвищеного водонасичення, проникнення у поровий простір пласта твердих глинистих частинок, які містить буровий розчин, кольматації порових каналів. Тому під час розкриття продуктивних пластів бажано використовувати бурові розчини, які не містять глинистої фази і не впливають на продуктивний пласт негативно: мають низький показник фільтрації у продуктивний пласт, зменшуючи радіус його обводнення, запобігають набуханню і диспергуванню глинистого матеріалу пласта [2,7].

Отже, на основі аналізу бурових розчинів виявлена тенденція щодо використання біополімерних систем, які не містять глинистої фази, забезпечують низьку фільтрацію, мають достатньо високу термо- і солестійкість, запобігають набуханню і диспергуванню глинистих мінералів в пласті. Звернута увага на доцільність та окреслено напрями удосконалення технологій використання ПАР з метою регулювання поверхневих властивостей на границі розділу фаз фільтрат бурового розчину – нафта.

Таблиця ‒ Технологічні властивості бурових розчинів для первинного розкриття на родовищах ДДз

Свердловина	Тип та склад бурових розчинів	Технологічні властивості
Свердловина	Тип та склад бурових розчинів	Густина, кг/м³	Умовна в’язкість, с	Ф, см³/30 хв.	СНЗ_1/1₀, дПа	К, мм	τ₀, дПа	η, мПа·с	рН	КТК	σ, мН/м
369 В.Бубни	Гуматно-акрилокалієвий: глин. бентоніт., ПВЛР, Рolypac, Polyplus, Na₂СО₃, КСL, кофос, крейда	1170	45	5	37/52	1	-	-	8	0,16	11,62
55 Комишня	Полімеркалієвий: глин. бентонітовий, CelpolR та SLX, КМЦ BOL, КМЦ LC, SeurveyD1, лабрикол, КСL, вапно, КССБ, К1-МД	1200	96	5,5	80/126	1,5	22,3	15,3	11	0,11	10,18
24 Комишня	Полімеркалієвий: глин. бентонітовий, CelpolRта SLX, КМЦ BOL, SeurveyD1, лабрикол, КСL, вапно, КССБ, сульф. асфальт, Rezinex, графіт	1240	60	3,5	34/59	1,5	73	38	12	0,19	10,99
105 Східно-Решетня-ківська	Подвійно-інгібований: глин. бентоніт., крохмал, КМЦ, КССБ, NaОН, Na₂СО₃, КСІ, ПЕГ-400,жирінокс, нафта, СБР, метапол, біоцид	1360	72	5,5	57/98	0,5	68	42	9,8	0,08	5,53
301 Східно-Решетня-ківська	Подвійно-інгібований: глин. бентоніт., крохмал, КМЦ, КССБ, NaОН, Na₂СО₃, КСІ, ПЕГ-400,жирінокс, нафта, біоцид	1150	32	8	30/46	2	34	16	12	0,07	3,76
104 Весняна	Гуматно-акриловий: РАС-КМ, К1-МД, графіт, нафта	1160	35	6	63/135	2	80,5	31,9	8,5	0,12	6,8

Примітка. Ф – показник фільтрації, К – товщина кірки, τ₀– динамічне напруження зсуву, КТК – коефіцієнт тертя кірки, σ – коефіцієнт міжфазного натягу

Література

1. Андрусяк А.М. Застосування поверхнево-активних речовин в процесах закінчення свердловин / А.М. Андрусяк // Матеріали конференції "Підвищення ефективності використання поверхнево-активних речовин у нафтогазовидобутку". – Івано-Франківськ – 2000. – С. 21-25.

2. Амиян В. А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В. А. Амиян, Н. П. Васильева. – М. : Недра, 1972. – 336 с.

3. Богославець В.В. Застосування поверхнево-активних речовин при обробці біополімерного бурового розчин / В.В. Богославець, Є.В. Хівренко // Materiály XI mezinárodní vědecko-praktická konference. Actuálni vymozenosti vědy-2013 ‒ Praha. Publishing House “Education and Science” s.r.o , 27.06 − 05.07.2013. – С. 56-60.

4. Боднар Р.Т. Контроль поверхневого натягу відбором з рухомих розчинів поверхнво-активних речовин / Боднар Р.Т., Кисіль І.С. // Тези доповідей науково-технічної конференції «Підвищення ефективності буріння свердловин та інтенсифікації нафтогазовидобутку на родовищах України» 16 – 18 листопада 2010 р., – Івано-Франківськ – 2010. – С. 171-175.

5. Кісіль І.С. Вимірювання динамічного міжфазного натягу розчинів поверхнево-активних речовин методикою фіксованої обертової краплі / Кісіль І.С., Михайлюк В.Д., Біліщук В.Б., Хемій І.Ю // Нафтова і газова промисловість. – 2010. – № 6. – С. 33-36.

6. Мислюк М.А. Попередження забруднення продуктивних пластів під час їх розкриття / М.А. Мислюк, А.О. Васильченко // Нафтова і газова промисловість. – 2009. – № 1. – С. 23-25.

7. Соловьев Е.М. Заканчиванию скважин. Учебник для вузов. - М., Недра, 1979. – 360 с.