Влияние технологических жидкостей на пласт

Гиан Фрэнсис К.Б

Одним

из

основных препятствий

для

максимальной

производительности

скважин

и

добычи

углеводородов

является повреждение пласта, которое может возникнуть во время бурения

или заканчивания. Нефтяные и газовые скважины могут иметь снижение

проницаемости вокруг ствола скважины из-за бурового раствора и жидкости

для гидроразрыва , твердые частицы цемента и проникновение фильтрата в

пласт . Промывочные жидкости имеют огромный спектр функций, они не

только

удаляют

продукты

разрушения

из

скважины,

охлаждают

породоразрушающий

инструмент,

передают

гидравлическую

энергию

забойному двигателю, способствуют разрушению забоя, но и обеспечивают

предупреждение и ликвидацию осложнений, вскрытия продуктивных пластов

и в целом способствует повышению качества буровых работ на нефть и газ и

выполняют еще много дополнительных специальных функций.(1)

Буровые и гидроразрывающие жидкости могут взаимодействовать с

горной

породой

и

наносить

ущерб,

которое

препятствует

добыче

углеводородов.

Как

правило,

для предотвращения

утечки

пластовых

флюидов

в

скважину гидростатическое давление колонны бурового раствора во время

бурения

должно

быть

больше

пластого

давления

(

на

репрессии

-

гидростатическое

давление

столба

промывочной

жидкости

превышает

пластовое). Следовательно, буровой расвор имеет тенденцию вторгаться в

пористые образования. Когда различие между гидростатическим давлением и

пластовым давлением является большим, огромные потери бурового раствора

в пласт обычно не происходят, в результате блок твердых частиц бурового

раствора отфильтровывают на стенке пора, образуя относительно низкую

пористость, через которую проходит единственный фильтрат.

Буровая жидкость типична на водной основе или на нефтяной основе в

зависимости от потребностей месторождения и операций. По сравнению с

этим буровые растворы на масляной основе могут обеспечивать отличную

смазку, стабилизировать водочувствительные глины, уменьшить утечку и

образовывать

более

тонкие

фильтрационные

коржи;

кроме

того,

они

используются в глубоких резервуарах с характеристиками высокого давления

и экстремальных температур, чем буровые растворы на водной основе. [2]

Среди различных типов буровых растворов на нефтяной основе, вода

в масло (эмульсия) в основном используется в месторожденых условиях из-

за выдающихся свойств . Однако, в зависимости от размеров капель, эмульсии

в них могут вторгаться в горные породы и пробки горла пор, что приводит к

уменьшению добычи углеводородов.

этого ,

поверхностно-активные

вещества,

которые

добавляют

для

получения эмульсий, могут адсорбироваться на поверхности горных пород и

изменять смачиваемость, что может такжевызвать повреждение пласта .

Помимо

эмульсий

взвешенные

твердые

вещества

в

перевернутой

эмульсии,

которая добавляется для утечки

хиндинга,

могут

также

закупоривать горлышки

пор; и

это

может

сделать

за ущерб

мацию

даже в худшую сторону .

Кроме

того ,

буровой

раствор

может

также

влиять

на качество

цементации или иона углеводородного

продукта через

многофазный

поток . [ 3] . Следовательно, необходимо оценить повреждение пласта из-за

бурового раствора и изучить соответствующие решения. Как только процесс

бурения

закончен,

гидравлический

разрыв

обычно

используется

для

стимуляции резервуара; этот процесс также может привести к повреждению

пласта.

Во

время

стимуляции

резервуара,

большой объем проппанта накачивается в резервуар жидкостью для разрыва

пласта, и это направлено на создание сложной и высокоинтенсивной сети

разрушения . Гель

обычно

используется в

качестве

жидкости

для

гидроразрыва, чтобы максимизировать пропускную способность проппанта

из-за его отличной вязкости и эластичности . Тем не менее, гель остатки могут

блокировать поры и трещины на поверхностях трещины, препятствуя , таким

образом , поток гидро углерода.

Помимо остатков геля вода может впитывать порошковую матрицу и

вызывать

фазовое

улавливание,

что

уменьшает

проницаемость

углеводородов за счет многофазного потока .

Повреждения

пласта

из-за

буровых

и

гидроразрывов,

вероятно,

отличается

в

песчанике

с

низкой

проницаемостью с

хорошо

развитыми

естественными переломами. Для такого типа породной матрицы естественные

трещины

могут

служить

в

качестве

основного

пути

прохождения

углеводородов в гидравлические разрывы, а затем в виде ствола.

Однако для этого типа пород коллектора остается неизвестным, что доля

повреждений проницаемости, обусловленная либо буровым раствором, либо

жидкостью для разрыва пласта, и его изменением с шириной естественных

трещин. В частности, для горных пород, удаленных от ствола скважины,

жидкость пласта, вероятно, доминирует над повреждением пласта, в то время

как

для

горной

породы

вблизи

ствола

скважины,

как

буровая,

так

и

гидроразрывная жидкость могут доминировать над повреждением пласта.

Выводы и рекомендации.

Для смягчения образование повреждений из-за воды в масле бурового

раствора,, поэтому рекомендуется что

снижение рН

может

инвертировать

эмульсий масло-в-воде, которая может помочь в снятии блокады эмульсии

закупорки ,

при

выборе

неионогенных

поверхностно-активных

веществ

можно уменьшить адсорбцию на поверхности горных пород и тем самым

предотвратить изменение смачиваемости [3].

Для

смягчения образование

повреждений из-за разрыва гель, было обнаружено, что снижение рН также

можете удалить остатки геля и убирать такие повреждения.

Для

уменьшения

повреждения

пласта

вследствие

разрушения

геля

рекомендуется, чтобы снижение уровня рН также позволило удалить остатки

геля и устранить такие повреждения [2]. Между тем, используя кислота может

также

создать

новые пути

потока,

растворяет

приостановили штрафы

и

очистить

поры

закупорились;

в

поле,

используя

кислоту

(

кислотная

обработка),

уже

успешно

применяется

в

терригенных

коллекторах

для

расширения продуктивности пласта.[4] Песчаник низкой проницаемости с

хорошо

развитыми

естественными

трещиноватостями

имеет

сложную

поровую

структуру,

где

поры

и

горла

поры

имеют

широкий

диапазон

диаметров.[5]

В

таких

пористых

средах

воздействие

кислотного

обрабатывающего

флюида

может

быть

сложным

и,

следовательно,

необходимо оценить для дальнейшей модификации.

Список литературы

1. Овчинников В.П., Аксенова Н.А. Буровые промывочные жидкости:

Учеб. пособие для вузов. – Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет»,

2008. – 309 с.

2. Y. Ren, G. Jiang, F. Li, H. Zhou, and Y. An, “Cleanup characteristics and

mechanisms of reversible invert emulsion drilling fluid,” Journal of Petroleum

Science and Engineering, vol. 133, pp. 296–303, 2015.

3. F. E. Gambino, R. Guimerans, F. A. Galarraga, D. C. Pestana, and E. Rojas,

“Experimental Study of Fluid/Rock interaction Caused by Drilling and Cementing

Filtrates in Carito Field,” in SPE International Symposium on Oilfield Chemistry,

Society of Petroleum Engineers, Houston, Texas, USA, 2001.

4.

Y.-L.

Kang,

C.-Y.

Xu,

L.-J.

You,

H.-F.

Yu,

and

B.-J.

Zhang,

“Comprehensive evaluation of formation damage induced by working fluid loss in

fractured tight gas reservoir,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, vol.

18, pp. 353–359, 2014.

5. A. M. Gomaa, J. Cutler, Q. Qu, J. Boles, and X. Wang, “An Effective

Single-Stage Acid System for Sandstone Formations,” in SPE European Formation

Damage Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, 2013.

Научный руководитель: Мулявин С.Ф.