Заключительные работы при строительстве продуктивной скважины


Э. В. Бабаян






    ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ПРОДУКТИВНОЙ СКВАЖИНЫ



Учебное пособие

















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2022

УДК 622.24
ББК 33.131 Б12


Рецензенты: профессор, директор Института нефти, газа и энергетики КубГТУ, заведующий кафедрой нефтегазового дела, горный инженеру/- Г. Антониади; кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела КубГТУ С. В. Усов




     Бабаян, Э. В.
Б12 Заключительные работы при строительстве продуктивной скважины : учебное пособие / Э. В. Бабаян. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2022. - 352 с. : ил., табл.
           ISBN 978-5-9729-0954-4

      Даны основы проектирования конструкции обсадки скважины и ее забоев и, соответственно, техники и технологии крепления и тампонажных материалов. Рассмотрены технологические операции по первичному и вторичному вскрытию продуктивных пластов, методы оценки качества вскрытия пластов на каждом этапе строительства скважины, а также оценки качества герметичности пробуренной скважины. Изложены методы опробования вскрытых продуктивных горизонтов и вызова притока в условиях аномально высоких и низких пластовых давлений.
       Для студентов нефтегазовых направлений подготовки. Может быть полезно инженерам по бурению и освоению нефтяных и газовых скважин.

УДК 622.24
ББК 33.131










ISBN 978-5-9729-0954-4

     © Бабаян Э.В., 2022
     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2022
                            © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2022

СОДЕРЖАНИЕ



ГЛАВА 1. ВСКРЫТИЕ И РАЗБУРИВАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.... 8
    1.1. Физико-химические свойства пород-коллекторов.............8
    1.2. Состав пластовых флюидов и минерализация пластовых вод.........................................................13
    1.3. Определение радиуса фронта вытеснения пластового флюида......................................................14
    1.4. Разбуривание продуктивных пластов.......................16
    1.5. Изменение проницаемости призабойной зоны пласта.........18
    1.6. Влияние гидродинамики на вскрытие продуктивного пласта..21
    1.7. Методика оценки фильтрационных сопротивлений............23
    1.8. Расчет показателя качества ОП для различных стадий закачивания скважин и обработки ПЗП.........................26
    1.9. Методы оценки изменения продуктивности коллекторов......28
    1.10. Технологии, ограничивающие проникновение компонентов бурового раствора в пласт........................30
      1.10.1. Технология управления забойным давлением...........31
      1.10.2. Депрессия..........................................32
    1.11. Снижение влияния репрессии за счет свойств бурового раствора и его фильтрата на первоначальную проницаемость пласта.......................................................35
    1.12. Лабораторные работы над керновым материалом...............37
      1.12.1. Лабораторные установки и устройства для отбора фильтрата и бурового раствора..............................37
      1.12.2. Установка режимных параметров проведения лабораторных экспериментов..............................................41
      1.12.3. Формирование остаточной водонасыщенности...........43
      1.12.4. Определение исходной маслопроницаемости............44
      1.12.5. Имитация технологического воздействия на пласт.....45
      1.12.6. Имитация вызова притока из пласта..................46
      1.12.7. Определение конечной маслопроницаемости образца керна.46
    1.13. Химические реагенты и ПАВ для вскрытия продуктивных пластов......................................................47
      1.13.1. Понизители фильтрации..............................48
      1.13.2. Выбор синтетических ПАВ для обработки буровых растворов перед вскрытием продуктивного пласта.............50

3

      1.13.3. Рабочие жидкости, применяемые с целью восстановления проницаемости коллектора в ПЗП..........................52
    1.14. Методика оценки результатов заканчивания скважины...55

ГЛАВА 2. ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ И КОЛОННЫ.............................59
    2.1. Механические свойства труб...........................59
    2.2. Прочность труб.......................................60
    2.3. Сложные напряжения...................................64
    2.4. О нагружении резьбовых соединений обсадных труб......67
    2.5. Нагрузки на обсадные и насосно-компрессорные колонны....70
      2.5.1. Внешние барические нагрузки......................70
      2.5.2. Внутренние барические нагрузки...................71
    2.6. Механические нагрузки................................75
    2.7. Тепловые нагрузки и температура скважины.............78
    2.8. Примеры расчета внутренних и наружных давлений.......80
    2.9. Проектирование обсадной колонны......................87
      2.9.1. Необходимые сведения.............................89
      2.9.2. Расчет обсадных колонн...........................89
    2.10. Заканчивание скважин в Арктике......................91
      2.10.1. Внутреннее повторное замерзание.................93
      2.10.2. Цементирование интервалов залегания ММП.........93
      2.10.3. Внешнее повторное замерзание....................94
      2.10.4. Оседание при оттаивании.........................95
      2.10.5. Оценка значений сминающих нагрузок при цикличном растеплении и смерзании многолетнемерзлых пород.........98

ГЛАВА 3. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ..............................................99
    3.1. Подготовка буровой установки и завезенных обсадных труб.99
    3.2. Подготовка ствола скважины под спуск обсадной колонны...101
    3.3. Спуск обсадной колонны..................................102
    3.4. Проходимость обсадной колонны...........................109
    3.5. Промывка скважины при спуске обсадной колонны.......113

ГЛАВА 4. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ И МЕТОДЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАЦЕМЕНТИРОВАННОГО ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА.................................................117
    4.1. Причины формирования флюидопроводящих каналов в зацементированном заколонном пространстве в период ОЗЦ...117
    4.2. Критерий герметичности..............................128

ГЛАВА 5. СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ..............................137

4

ГЛАВА 6. ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ......................................148
    6.1. Требования к тампонажным материалам........................148
    6.2. Типы отечественных тампонажных материалов.............151
    6.3. Специальные тампонажные цементы отечественного производства..............................................153
    6.4. Цементы по стандарту Американского нефтяного института (API)...........................................155
    6.5. Реагенты для обработки тампонажного раствора..........159
      6.5.1. Ускорители схватывания и твердения................159
      6.5.2. Замедлители схватывания тампонажных растворов.....163
      6.5.3. Температурные области применения реагентов -замедлителей схватывания и твердения...................169
      6.5.4. Регуляторы реологических свойств тампонажных растворов.173
      6.5.5. Понизители водоотдачи.............................177
      6.5.6. Пеногасители (антивспенивающие реагенты)..........181
      6.5.7. Комплексные реагенты-компаунды....................185

ГЛАВА 7. ЛАБОРАТОРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА И РАСТВОРА........................187
    7.1. Испытание цемента..........................................187
    7.2. Определение тонкости помола...........................189
    7.3. Определение растекаемости.............................190
    7.4. Определение плотности цементного теста................191
    7.5. Определение времени загустевания......................195
    7.6. Определение седиментации..............................195
    7.7. Определение прочности тампонажного камня..............196
    7.8. Определение водоотдачи................................199
    7.9. Определение реологических свойств цементного раствора.204

ГЛАВА 8. БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ..........................................208

ГЛАВА 9. ТЕХНОЛОГИЯ И ГИДРАВЛИКА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН................................................215
    9.1. Технологические особенности крепления скважин..............215
    9.2. Высота подъема цементного раствора....................216
    9.3. Определение объемной подачи (скорости)................221
    9.4. Определение параметров режима цементирования эксцентрично расположенной обсадной колонны...............225
    9.5. Проект плана цементирования обсадной колонны..........233

ГЛАВА 10. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ДЛЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН............................................243
    10.1. Выбор состава технологической оснастки...............243

5

    10.2. Башмаки колонные.....................................244
    10.3. Центраторы...........................................246
    10.4. Клапаны обратные.....................................249
    10.5. Скребки и турбулизаторы..............................253
    10.6. Пакеры заколонные....................................255
    10.7. Муфты ступенчатого цементирования....................256
    10.8. Разделительные продавочные пробки....................259
    10.9. Расчет места установки центраторов...................261
    Приложение.................................................265

ГЛАВА 11. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН................................................273
    11.1. Насосное оборудование................................273
    11.2. Приготовление цементной смеси........................275
    11.3. Выбор цементировочной техники........................277

ГЛАВА 12. КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ... 279
    12.1. Геофизические методы оценки..........................279
    12.2. Опрессовка обсадных колонн и противовыбросового оборудования..............................................281
    12.3. Межколонное давление.................................283

ГЛАВА 13. ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА..............286
    13.1. Пулевая перфорация...................................287
    13.2. Кумулятивная перфорация..............................288
    13.3. Скважинные торпеды...................................289
    13.4. Гидропескоструйная перфорация........................289
    13.5. Влияние перфорации и условий в скважине на эффективность вскрытия пласта...........................................290
    13.6. Выбор плотности перфорации...........................293
    13.7. Выбор перфорационной жидкости........................294
    13.8. Очистка перфорационной среды от взвешенных частиц....297
    13.9. Технология вскрытия пласта в среде очищенного солевого раствора.........................................297

ГЛАВА 14. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ....................................301
    14.1. Конструкция забоя....................................301
    14.2. Определение допустимой депрессии на пласт............303
    14.3. Вызов притока путем замещения более легкой жидкостью.304
    14.4. Промысловый опыт вызова притока при опробовании пластов с АВПД............................................307
    14.5. Вызов притока при низких пластовых давлениях.........313
      14.5.1. Вызов притока методом аэрации....................314

6

      14.5.2. Азот, пена, эжектор..............................316
      14.5.3. Вызов притока при помощи воздушной подушки.......321
      14.5.4. Вызов притока с использованием пусковых клапанов.323
      14.5.5. Свабирование.....................................323
    14.6. Методы увеличения проницаемости призабойной зоны скважины при ее освоении и эксплуатации...................326
      14.6.1. Кислотная обработка..............................326
    14.7. Глушение.............................................328

ГЛАВА 15. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА.........................332
    15.1. Пример освоения скважины из меловых отложений........332
    15.2. Основные принципы проведения ГРП.....................332
    15.3. Оборудование для проведения ГРП......................336
    15.4. Расчет основного параметра ГРП - давления разрыва пласта.337
    15.5. Расчеты других параметров ГРП........................339

ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ЛИТЕРАТУРНЫЕ ИСТОЧНИКИ..........................343

7

                                              «Чтобы что-то узнать, нужно уже что-то знать»
Станислав Лем




ГЛАВА 1. ВСКРЫТИЕ И РАЗБУРИВАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ


     К принципиальным вопросам «Заканчивания скважин» относятся (А. И. Булатов):
    1. Сохранность (проницаемости ПЗП) продуктивного пласта.
    2. Обеспечение герметичности крепи скважин.
    3. Перфорация (связь скважины с пластом).
    4. Вызов притока (главным образом, нефти).
     Эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений определяет состояние призабойной зоны скважин в период их заканчивания
     Призабойная зона пласт. ПЗП - приствольная зона, в которой происходят процессы, нарушающие механическое и физико-химическое состояние породы пласта, изменяя фильтрацию пластового флюида.
     Физико-механическое воздействие на продуктивный гори зонт оказывают следующие факторы:
    -  разгрузка горного массива в результате разбуривания пласта;
    -  изменяющееся противодавление столба бурового раствора (впоследствии изменяющееся давление столба цементного раствора);
    -  фильтрация фильтрата бурового (и цементного) раствора;
    -  изменяющийся температурный режим в скважине;
    -  гидродинамическое и механическое воздействие на породы в разбуриваемом пласте движущимся инструментом;
    -  гидродинамические эффекты (гидроудары, понижение давления и др.) в стволе и призабойной зоне в процессе цементирования и освоения скважины и др.
     Принимая ту или иную технологию вскрытия пласта-коллектора надо учитывать, что большинство осложнений и аварий происходят на последнем этапе строительства скважины.

1.1. Физико-механические свойства пород-коллекторов

     Геологическая информация является основой решения практически всех задач при проектировании и управлении процессами строительства скважин.


8

Характеристики пород и пластовых флюидов проходимого скважиной разреза во многом обусловливают выбор долот, бурового раствора, методов вскрытия, вызова притока и др.
     Нефть и газ аккумулируются в трещинах, порах и пустотах горных пород, и обычно заключены в песчаниках, песках, известняках, конгломератах, которые являются хорошими коллекторами и характеризуются проницаемостью, т. е. способностью пропускать через себя флюиды.
     Горные породы — природные агрегаты, состоящие из одного или нескольких минералов, которые составляют значительную часть Земли.
     Поры пластов малы, и они занимают объем, иногда достигающий 50 % общего объема пород. Глины также обладают высокой пористостью, но они недостаточно проницаемы.
     Глины - тонкодисперсные горные породы, состоящие, главным образом, из водных силикатов глинозема, имеющие обломочное происхождение, формирующиеся за счет размыва и переотложения материала коры выветривания.
     Пористость зависит в основном от размера и формы зерен, степени их уплотнения и неоднородности. Пористость отсортированных однородных по размерам сферических зерен не зависит от размеров зерен, а определяется их взаимным расположением и может изменяться в пределах 26-48 %. Пористость естественной песчаной породы значительно меньше пористости фиктивной породы, т. е. породы, составленной из шарообразных частиц одинакового размера.
     Песчаники и известняки имеют еще более низкую пористость из-за наличия цементирующего материала. Наибольшая пористость в естественном грунте присуща пескам и глинам, причем она возрастает (в отличие от фиктивного грунта) с уменьшением размера зерен породы, так как в этом случае их форма становится все более неправильной, а следовательно, и упаковка зерен - менее плотной. Ниже приведена пористость (в %) для некоторых пород.

      Глинистые сланцы.....................0,5-1,4
      Глины................................6-47
      Пески................................6-47
      Песчаники ...........................3,5-29
      Известняки и доломиты................0,5-33

     Карбонатные породы характеризуются обычно наличием трещин различных размеров и оцениваются коэффициентом трещиноватости.
     Пески - осадочные рыхлые обломочные породы или современные осадки, состоящие из зерен размером 0,1-2,0 мм (условно).
     Одна из характеристик горных пород - гранулометрический состав, от которого во многом зависят другие физические свойства (проницаемость, пористость, удельную поверхность, капиллярные свойства, а также количество остающейся в пласте нефти в виде пленок, покрывающих поверхность зерен). Под этим термином понимается количественное содержание в породе разных по размеру зерен (в % для каждой фракции). Гранулометрический состав породы определяют из разнящихся по размеру в % по весу зерен - гранул. Его определяют после их предварительного разрушения сцементированных пород.

9

Гранулометрическим составом руководствуются в процессе эксплуатации скважин при подборе, например, фильтров при пескопроявлениях.
     Неоднородность пород по механическому составу характеризуется коэффициентом неоднородности кн - отношением диаметра частиц фракции, которая составляет со всеми более мелки ми фракциями 60 % по массе от всей массы песка, к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10 % по массе от всей массы песка (d₆₀/d₁о). Для «абсолютно» однородного песка, все зерна которого одинаковы, коэффициент неоднородности кн = d₆₀/d ₁₀ = 1; кн для пород нефтяных месторождений колеблется в пределах 1,1-20.
     Способность горных пород пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью. Все горные породы проницаемы. Но при определенных перепадах давления одни породы непроницаемы, другие проницаемы, что зависит от создаваемого перепада давления, размеров сообщающихся пор и каналов в породе (чем меньше поры и каналы в горных породах, тем ниже их проницаемость). Обычно проницаемость пород в перпендикулярном к напластованию направлении меньше его проницаемости вдоль напластования.
     Поровые каналы бывают сверхкапиллярными, капиллярными и субкапиллярными. В сверхкапиллярных каналах, диаметр которых более 0,5 мм, жидкости движутся по законам гидравлики. В капиллярных каналах диаметром от 0,5 до 0,0002 мм при движении жидкостей существенно проявляются поверхностные силы, которые создают дополнительные сопротивления движению жидкости в пласте. В субкапиллярных каналах, имеющих диаметр менее 0,0002 мм, поверхностные силы настолько велики, что движения в них жидкости практически не происходит. Нефтяные и газовые горизонты в основном имеют капиллярные каналы, глинистые - субкапиллярные.
     Между пористостью и проницаемостью горных пород прямой зависимости нет. Песчаные пласты могут иметь пористость 10-12 %, но быть высокопроницаемыми, а глинистые при пористости до 50 % - оставаться практически непроницаемыми.
     Для одной и той же породы проницаемость будет изменяться в зависимости от количественного и качественного состава подвижных фаз, так как по ней могут двигаться вода, нефть, газ или их смеси. Поэтому для оценки проницаемости нефтесодержащих пород приняты понятия: абсолютная (физическая), эффективная (фазовая) и относительная проницаемость.
     Абсолютная (физическая) проницаемость определяется при движении в горной породе одной фазы (при отсутствии физико-химического взаимодействия их с пористой средой и при 100%-ном заполнении ими пор породы).
     Эффективная (фазовая) проницаемость — это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой жидкой или газообразной фазы. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом.
     Относительная проницаемость — отношение эффективной проницаемости к физической.

10

     Значительная часть коллекторов неоднородна по текстуре, минералогическому составу и физическим свойствам по вертикали и горизонтали. Иногда обнаруживаются существенные различия физических свойств на небольших расстояниях. В естественных условиях, т. е. в условиях действия давлений и температур, проницаемость кернов иная, чем в атмосферных условиях, часто она необратима при создании в лаборатории пластовых условий. При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в породе обычно присутствуют две или три фазы одновременно. В этом случае проницаемость породы для какой-нибудь одной фазы всегда меньше ее абсолютной проницаемости. С увеличением содержания воды в пласте проницаемость его для нефти снижается, и при водонасы-щенности, составляющей примерно 80 %, движение нефти прекращается.
     Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти и газа в пласте определяются объемом трещин. Эти залежи приурочены, главным образом, к карбонатным породам, а иногда - к терригенным. Для определения трещинной пористости применяют методы изучения шлифов, измерения объема трещин путем насыщения керна жидкостями и др. Строгой закономерности в распределении систем трещиноватости по структурам, к которым приурочены нефте- и газосодержащие залежи, не выявлено. Коэффициент проницаемости для трещинных коллекторов kₘ = 85 000b²mₘ, где b - раскрытость трещины; mₘ - трещинная пористость в долях единицы.
     Представление о размерах площади поверхности каналов и пор можно составить по площади поверхности фиктивного грунта в единице объема. Если в 1 м³ породы принять n - число песчинок, / - площадь поверхности одной песчинки, V - объем песчинки, m - пористость, d - диаметр песчинок, то будем иметь/ = nd²; V= nd/6; n = (1- m)/V.
     Тогда суммарная площадь поверхностей песчинок в1м³ гор ной породы:

с г (¹ ⁻m) ./’ S = nf =--'-d d
        V

6(1 - m )d d ² 6 (1 - m)

d d³         d

     При m = 0,2, d = 0,1 мм суммарная площадь S =48 000 м²/м³.
     При диаметре песчинок менее 0,1 мм значение S будет стремительно возрастать; тогда количество нефти, только смачивающей эту поверхность, составит весьма существенный объем. Эта нефть без дополнительных воздействий на пласт не извлекается.
     Под удельной поверхностью частиц породы понимают суммарную площадь поверхности частиц в единице объема породы. При плотной укладке мелких частиц породы их удельная поверхность достигает больших значений. Действие молекулярных сил, адсорбционная способность пород и наличие связанной воды зависят от удельной поверхности смачивания горных пород жидкостью при наличии огромного количества капиллярных и субкапиллярных пор и каналов в пласте.
      Удельная поверхность имеющих промышленное значение нефтегазосодержащих пород колеблется в пределах от 40 000 до 230 000 м²/м³.
     Для оценки удельной поверхности частиц существуют различные методы, большая часть которых основана на прохождении замеряемого объема воздуха

11

через образец соответствующих размеров при некотором (фиксированном) перепаде давления в течение времени, которое подлежит определению.
     Для практических целей удельная поверхность (в м²/м³) нефтесодержащих пород может быть оценена по формуле:



S) = 7-10⁵ m

(1.1)

где m - пористость, доли единицы; k - проницаемость, мкм².

     Наибольшее значение из механических свойств горных по род для бурения имеют твердость, прочность (пределы прочности на сжатие, изгиб, разрыв, скол, сдвиг и др.), упругость, пластичность, хрупкость. Горные породы, имеющие указанные свойства, сопротивляются внедрению в них разрушающего инструмента и разрушению; пластичность глин и солей объясняет «вытекание» их в скважину; недостаточная прочность скелета пласта приводит к его гидроразрыву и т. д. Пластические свойства горных пород еще недостаточно изучены, однако механика разрушения горных пород уже обладает некоторыми закономерностями, позволяющими их учитывать, что весьма важно при заканчивании скважин и их последующей эксплуатации.
     Упругие свойства (в соответствии с законом Гука) оцениваются коэффициентом объемной упругости пористой среды (в 1/Па):

р = ДГ„ор / (Vo - АР),


(1.2)

где Д Vпор - изменение объема пор керна при изменении давления на Др;
     V₀ - объем керна.
     Этот коэффициент характеризует относительное (по отношению ко всему выделенному элементу объема пласта) изменение объема порового пространства при изменении давления на 0,1 МПа. Для нефтесодержащих пластов значение Р изменяется в пределах (0,1^2)-10⁻⁴ 1/МПа, т. е. на каждый 0,1 МПа уменьшения давления объем пор в породе изменяется в пределах 1/330 0001/50 000 своего первоначального значения.
     Одна из важнейших геологических характеристик - пластовое давление, создаваемое в порах породы пласта водой, нефтью или газом. Оно называется также внутрипластовым давлением.
     Пластовое (поровое) давление — давление, оказываемое пластовыми флюидами на стенки пор пласта.
     По мере роста глубины залегания абсолютное давление в пласте повышается. Имеются залежи, где давление флюидов превышает обычное (близкое к гидростатическому) в 1,06—1,6раза и даже достигает горного давления. Такое давление называют аномально высоким пластовым давлением (АВПД). На АВПД оказывает влияние также повышение температуры окружающих пород. В случае замкнутого резервуара оно может быть очень высоким. Количество нефтяных и газовых залежей с АВПД с глубиной, содержащих скопление

12

флюидов, возрастает. Известны пласты, обеспечивающие приток с коэффициентом аномальности, равным 1,5-2,0.
     Отношение пластового давления рпл к давлению столба пресной воды рв на данной глубине принято называть коэффициентом аномальности:
а^Рпл/рв.                          (1.3)
     Очень часто при бурении скважин встречаются пласты с пониженными давлениями (а < 1) - аномально низкое пластовое давление АНПД.
     Другая важная характеристика - пластовая температура. С глубиной температура растет, и в среднем этот рост составляет примерно 1° на 33 м. Опыт бурения скважин подтверждает существенные отклонения от средних значений. В процессе циркуляции бурового раствора температуры по стволу скважины несколько выравниваются. Температурный фактор весьма важен при выборе буровых и тампонажных растворов, при их химической обработке. Он оказывает влияние на многие технологические процессы при заканчивании скважин.

     1.2. Состав пластовых флюидов и минерализация подземных вод

     Пластовые воды - постоянные спутники нефтегазовых месторождений. Они играют существенную роль в поисках и разработке залежей углеводородов. Они оказывают значительное влияние на качественные и количественные показатели работ при углублении ствола, креплении и цементировании нефтяных и газовых скважин.
     По температуре воды делятся на холодные, теплые, горячие и очень горячие. Температура воды влияет на количество содержащихся в ней солей и газов. По положению относительно нефтегазоносных горизонтов пластовую воду относят к краевой, подошвенной воде; она бывает верхней, нижней, погребенной (реликтовой), находящейся непосредственно в нефтяном пласте и остающейся неподвижной при движении нефти. Солевой состав вод в нефтяном пласте неодинаков для всех частей структуры.
     При изучении пластовых вод для характеристики их свойств принято определять общую минерализацию воды и ее жест кость, содержание главных шести ионов, рН, плотность, запах, вкус, прозрачность, поверхностное натяжение, а также проводить анализ растворенных газов - бактериологический или микробиологический.
     Общая минерализация воды выражается суммой содержащихся в ней химических элементов, их соединений и газов. Она подразделяется по количеству сухого (или плотного) остатка, который полу чается после выпаривания воды при температуре 105-110 °С: на пресные (содержание солей < 1 г/л), слабосолоноватые (1-5 г/л), солоноватые (5-10 г/л), соленые (10-50 г/л), рассолы (> 50 г/л).
     Главные химические компоненты в подземных водах: хлорион СГ, сульфат-ион SO4, гидрокарбонатный HCO” и карбонатный СО²” ионы, а также ионы щелочных и щелочноземельных металлов и оксидов (натрия Na⁺, кальция

13

Са²⁺, магния Mg²⁺), железа Fe и SiO2 (в коллоидном состоянии). В воде растворяются азот, кислород, углекислый газ, сероводород и т. д. В настоящее время принятая форма химического анализа воды ионная. Так как молекулы солей в растворе распадаются на катионы и анионы, те и другие должны находиться в эквивалентных количествах. Для перевода результатов анализа воды, выраженных в ионной форме, в эквивалентную, следует количество каждого найденного элемента (в мг/л) разделить на его эквивалентную массу. Эквиваленты ионов могут быть выражены также в процентах от суммы анионов и катионов, каждая сумма анионов и катионов принимается за 50 или 100%.
     Для подземных вод нефтегазовых месторождений характерно повышенное содержание йода, брома, бора, аммония и вблизи нефтяной залежи - нафтеновых кислот. По химическомусоставу это обычно хлоридно-кальциево-натриевые рассолы с общей минерализацией 50 г/л и выше. Воды нефтяных место рождений бывают кислые и щелочные гидрокарбонатно-натриевого и иногда хлоридно-сульфатно-натриевого состава.
     При оценке подземных вод (для питания паровых котлов, хозяйственных целей и т. д.) следует обращать внимание на жесткость воды, под которой понимают свойство воды, обусловленное содержанием в ней солей кальция и магния: Са(НСО₃)₂, Mg(HCO₃)₂, CaSOH, СаСО₃, СаС1₂, MgCl₂. Различают жесткость общую, характеризующуюся присутствием солей Са и Mg, постоянную, обусловленную содержанием солей Са и Mg, за исключением бикарбонатов, и временную, определяемую наличием бикарбонатов Са и Mg. Временная жесткость воды может быть найдена по разности общей и постоянной. Кипяченая вода характеризуется только постоянной жесткостью. По О. А. Алексину, природные воды по жесткости разделяются на следующие типы: очень мягкие, умеренно жесткие, жесткие и очень жесткие.
     Существуют различные системы классификации вод, которые основаны на химическом составе природных вод и количественных соотношениях между отдельными компонентами растворенных в воде веществ.
     По классификации В. А. Сулина, применяемой в нефтегазодобывающей промышленности, природные воды подразделяются на четыре генетических типа: I - сульфатно-натриевые; II - гидрокарбонатно-натриевые; III - хлормагниевые; IV - хлоркальциевые.
     В большинстве пластовых вод содержатся анионы и мыла нафтеновых и жирных кислот, фенолы и азотсодержащие кислоты.

1.3. Определение радиуса фронта вытеснения пластового флюида

     Определение радиуса фронта вытеснения пластового флюида под действием перепада давления (репрессии) на пласт представляет интерес, например, при разработке технологических мероприятий по уменьшению глубины проникновения фильтрата бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта и, наоборот, для увеличения глубины проникновения специальных растворов при обработке призабойной зоны или тампонажа поглощающих горизонтов.


14

       Без учета диффузионного перемещения последовательно движущихся жидкостей в пласте радиус фронта вытеснения Rф за время T определяется из следующего уравнения неразрывности:

лhm • (R$ - RC ) = j TQ (t) dt,

(1-4)

где h ит - соответственно мощность и пористость пласта;
     Rc - радиус скважины;
     Q(t) -расход жидкости при r = Rc.
     В том случае, когда Q(t) известная функция времени, независимо от типа пласта и характера фильтрации имеем:

■ . = R^ G ₊ 'J, ^ лhmR^J

     ,„ t^
где W = I Qdt - объем жидкости, поступившей в пласт за время T; в частно-J о
     сти, при Q = Qо = const, W = Qо-T
     Обычно расход Q(t) - искомая функция времени, зависящая от репрессии на пласт Ap (t).
     В этом случае уравнение неразрывности (1.4) удобнее записать в дифференциальной форме:

dR.
2лhR ■    = Q (t)


(1-5)

     Подставляя в правую часть уравнения, обобщенную формулу Дюпюи и переходя к безразмерным переменным и проведя численное решения уравнения можно прийти к выводу, что с ростом параметров ц и S радиус проникновения существенно снижается. При S > 10³ он практически не зависит от вязкости пластового флюида.
      S - показатель «скин-эффекта» определяется так:

S = | —-11 lnR-, 1^1 J       Rc

(1.6)

где £₁ = к ₁-h/ц, £ = к-h/ц - гидропроводности приствольной и удаленной частей пласта.

     Практический интерес представляют следующие предельные случаи. Если при вскрытии продуктивного пласта в качестве промывочной жидкости, не содержащая коллоидных частиц (вода, нефть и т. д.) и вязкость ее равна вязкости флюида, то принимая S = 0 и р = 1, (т. е. имеем равенство вязкостей промывочной жидкости и пластового флюида), получим следующую расчетную формулу:

Rt =

'к • pT л тц

(1.7)

15