Методика расчета параметров пенных газожидкостных смесей, используемых в технологических операциях при бурении и тампонировании горизон

Методика расчета параметров пенных газожидкостных смесей, используемых в технологических операциях при бурении и тампонировании горизонтальных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

 

Соловьев Н.В.

Заведующий кафедрой современных технологий бурения скважин, профессор, доктор технических наук, действительный член РАЕН Соловьев Н.В.

 

Аннотация.

Приводятся обоснования по применению технологий бурения, вскрытия и освоения углеводородных коллекторов, тампонирования горизонтальных скважин  в условиях аномально низких пластовых давлений, что характерно для поздних стадий отработки месторождения. Анализируются расчетные зависимости основных параметров газожидкостных смесей (ГЖС) и аэрированных тампонажных растворов, обеспечивающих условия депрессии на продуктивный углеводородный коллектор при выполнении основных технологических процессов. Даются рекомендации по условиям применения и технологическим параметрам ГЖС и облегченных тампонажных растворов.

Summary.

Justifications on application of technologies of drilling, opening and development of hydrocarbonic collectors, a tamponirovaniye of horizontal wells in the conditions of abnormally low sheeted pressure that is characteristic for late stages of working off of a field are given. Settlement dependences of key parameters of gas-liquid mixes (GZhS) and the aerated tamponazhny solutions providing conditions of a depression on a productive hydrocarbonic collector at performance of the main technological processes are analyzed. Recommendations about conditions of application and the GZhS technological parameters and the facilitated tamponazhny solutions are made.

 

Ключевые слова:

горизонтальная скважина, аномально низкие пластовые давления, депрессия, степень аэрации, объемное содержание газа, плотность тампонажного раствора, параметры смеси, транспортирование шлама.

Keywords:

horizontal well, abnormally low sheeted pressure, depression, extent of aeration, volume content of gas, density of tamponazhny solution, mix parameters, slime transportation.

 

В настоящее время до 80% разрабатываемых месторождений нефти и газа находzтся на поpдней стадии эксплуатации, что влечет за собой уменьшение дебита продуктивных коллекторов, их пластового давления и ухудшения проницаемости. С целью существенного прироста запасов углеводородов для обеспечения устойчивого наращивания объемов их извлечения из недр особую актуальность приобретают буровые технологии, обеспечивающие решение этих задач при значительном увеличении коэффициента извлечения нефти. Мировой и отечественный опыт развития буровых технологий сориентирован на эффективное использование горизонтально-направленных скважин с применением систем разветвленно-горизонтальных  скважин (ГРС), которые позволяют в условиях значительной выработанности месторождения углеводородов обеспечить существенное увеличение газо-нефтеотдачи пластов, получить внутрискважинные системы подготовки углеводородов для их дальнейшего перекачивания в газо-нефтераспределительные системы месторождений. Только сочетание ГРС и скважин с горизонтальным окончанием технологиями создания депрессий в таких скважинах может обеспечить оптимальные условия притока углеводородосодержащих флюидов и позволит получить наращивание объемов добываемого сырья.

Исходя из этих задач проводились исследования по обоснованию параметров технологических процессов бурения, вскрытия и освоения продуктивных углеводородных коллекторов, обеспечивающих создание депрессии в при пластовой части скважин с использованием пенных газожидкостных смесей (ПГЖС) и вспененных тампонажных растворов (ВТР).

В данной научно-исследовательской работе приводятся обоснования и методика расчета параметров таких буровых промывочных и тампонажных растворов, применение которых позволит в условиях создания депрессии на продуктивные пласты обеспечить эффективный приток флюидов в скважину.

На современном этапе развития буровых технологий выполняются значительные объемы горизонтальных скважин. Это позволяет использовать эффективные технологии бурения, вскрытия и освоения продуктивных углеводородных коллекторов, капитального ремонта скважин с применением горизонтальных стволов. Наиболее эффективным является применение скважин с горизонтальным окончанием в продуктивных углеводородных коллекторах, находящихся на поздней стадии эксплуатации при существенном снижении их проницаемости, пластового давления и дебита.

Кроме того, бурение горизонтальных стволов находит широкое применения при выполнении других видов специальных работ с использованием буровых технологий, а именно - бурение под водоемами, промышленными и гражданскими застройками, прокладка коммуникаций и систем связей различного назначения. Часто такие работы ведутся в породах высокой проницаемости, в которых выполнение тампонажных работ  с использований тампонажных смесей на основе цементов приводит к их поглощению, как следствие, невыполнению  технологического задания на проведение этих работ.

При бурении наклонных и горизонтальных скважин особое значение приобретает выбор количества поступающей на забой в единицу времени промывочной среды. В горизонтальной скважине в процессе бурения имеет место скопление шлама на нижней стенке ствола, так как буровой шлам при этом перемещается преимущественно вблизи этой стенки. Со скоростью, меньшей средней скорости циркулирующей промывочной среды. Условия оптимального выноса частиц бурового шлама потоком газожидкостной смеси (ГЖС) при бурении горизонтальных скважин рассмотрены в ряде работ [3,7].

Использование ГЖС в устойчивых породах при бурении на твердые полезные ископаемые  обеспечивает проведение углубки скважины на депрессии, в условиях отрицательных значений дифференциального давления, что ведет к увеличению механической скорости бурения. Максимальная по отношению к иным видам очистных агентов транспортирующая способность   ПГЖС обеспечивает наиболее полное удаление продуктов разрушения из ствола скважины.   Стабильность структурных свойств и низкое давление пен препятствуют их поглощению при разбуривании сильнотрещиноватых, пористых и кавернозных пород.

В работе [7] изложены теоретические обоснования по созданию модели транспортирования шлама в горизонтальной скважине, однако, в этой статье следовало бы учесть то обстоятельство, что в отличие от жидкостей и газов, частицы бурового шлама без проскальзывания выносятся потоком ПГЖС. При этом эффективность транспортирования шлама по стволу горизонтальной скважины определяется скоростью течения ПГЖС, касательными напряжениями при ее деформации и физико-механическими процессами на границе раздела твердое тело - жидкая фаза несущей среды.

В работе [3] предложена рабочая гипотеза, в соответствии с которой ПГЖС уподобляется бингамовской жидкости. Это позволяет считать, что по аналогии с законом трения Бингама сопротивление, возникающее при относительном движении частицы в потоке ПГЖС, можно считать величиной аддитивной: пусть сопротивления   складываются   из   вязких   (ньютоновских)   сопротивлений, определяемых как и в ньютоновских жидкостях, и пластических (бингамовских) сопротивлений (сопротивлений сдвига), вызванных начальными касательными напряжениями и физико-химическими силами между жидкой фазой ПГЖС и частицами шлама. Вязкие сопротивления - это сила лобового сопротивления, а сдвигающие - это суммарная сила Т, возникающая от действия внутреннего трения и физико-химических сил.

При расчете параметров потока ПГЖС необходимо определять величину критической скорости выноса частиц шлама применительно к заданным параметрам этого потока по формуле [1]:

                  (1)

где: - параметр пенной ГЖС, ПГЖС;

=0,01 Па*с   пластическая вязкость;

=0,005 м   диаметр частицы шлама;

- число Архимеда;

   He – число Хендстрёма;

   C – коэффициент лобового сопротивления шлама при движении в ПГЖС;

Нами были приняты исходные условия и рассчитаны значения критической скорости потока ПГЖС.

По расчетным данным построен график (рис.1) зависимости критической скорости потока ПГЖС ( ) от диаметра частиц шлама ( )

 

 

 

  Для оценки степени влияния давления в скважине на критическую скорость потока ПГЖС выполнены расчеты ее значений в диапазоне изменения давления от 1*105 до 7*105 Па, при принятых значениях других параметров.

Результаты этих расчетов представлены в виде графика зависимости критической скорости потока ПГЖС ( ) от давления в скважине (Р) (рис. 2)

 

 

Важнейшим параметром ПГЖС является объемная доля газа ( ), который определяет величину гидростатического давления столба ПГЖС в скважине и её реологические свойства. Для заданных нами условий выполнены расчеты по определению значений критической скорости в зависимости от величины объемной доли газа( )в ПГЖС.

Результаты этих расчетов приведены в виде зависимости критической скорости потока ГЖС ( ) от объемной доли газа ( ) (рис.3)

 

 

Таким образом, выполненные исследования позволили создать банк электронных данных по зависимостям величины критической скорости течения потока ПГЖС от основных параметров водного раствора ПАВ-пенообразователя и самой пенной газожидкостной смеси. Эти зависимости позволяют в автоматическом режиме проектировать параметры движущего в горизонтальной скважине потока ГЖС и прогнозировать основные показатели процесса бурения, вскрытия и освоения продуктивных углеводородных коллекторов в режиме депрессии.

Бурение скважин, первичное и вторичное вскрытие пластов, вызов притока флюидов и освоение продуктивных коллекторов на депрессии является основными условием сохранения их естественной проницаемости и высоких значений коэффициента продуктивности. При выполнении перечисленных технологических процессов происходит снижение фильтрационных свойств продуктивных пластов по следующим причинам:

— поглощение технологической жидкости в случае превышения гидростатического давления над пластовым флюидом;

— кольматация пород и микротрещин пород продуктивного пласта частицами твердой фазы, находящейся в составе буровых технологических растворов;

— образование нерастворимых осадков в прискважинной части продуктивного пласта при контакте технологических растворов с пластовыми флюидами;

— набухание глиносодержащих горных пород при воздействии на них водной фазы буровых растворов;

— изменение фазовой проницаемости компонентов пластовых флюидов при взаимодействии с технологическими растворами;

— чрезмерное проникновение фильтрата технологических жидкостей в глубину продуктивного пласта;

— изменение прочностных характеристик горных пород при вскрытии их горизонтальными скважинами за счет снижения градиента давления поглощения этих пород.

Основным технологическим мероприятием устранения этих причин ухудшения фильтрационных свойств продуктивных коллекторов является выполнение основных технологических процессов при бурении и освоении этих коллекторов в режиме депрессии, характеризующемся уменьшенным значением гидростатического давления по отношению к пластовому.

Проанализированные выше причины снижения фильтрационных свойств продуктивных коллекторов усугубляются увеличением числа обводненных и малодебитных скважин, находящихся на поздних стадиях эксплуатации. При этом значительно снижается пластовое давление флюидов по мере отработки таких месторождений, что влечет за собой ухудшение условий выноса жидкости с забоя в процессе эксплуатации и накопление её в призабойной части, резкому снижению дебитов, неустойчивому режиму работы скважин при возникновении  пульсирующего  давления  в  призабойной  части, и,  как следствие, остановке работы скважины.

Исследования показали, что сохранить естественную проницаемостьпродуктивных пластов возможно за счет использования при выполненииосновных технологических процессов режима равновесия или депрессии в системе скважина — пласт. Такие технологии приобретают особое значение при строительстве скважин на месторождениях, находящихся в разработке длительное время, в результате чего произходит снижение пластового давления до уровня или ниже гидростатического, а также при бурении на истощенных газовых месторождениях для создания подземных хранилищ газа, при проведении ремонтных работ в скважиннах и при повторном вскрытии продуктивных пластов с применением технологий горизонтального бурения.

Наиболее часто применяется метод вызова притока флюидов из продуктивного пласта на депрессии [1].

Для освоения скважин и вызова притока флюидов из пласта применяются следующие способы снижения противодавления на продуктивный коллектор:

1. Уменьшение плотности  жидкости, заполняющей скважину;

2. Снижение уровня жидкости  в скважине, а, следовательно, и гидростатического  давления;

3. Снижение    забойного    давления    после     предварительного воздействия на  продуктивный пласт;

Наиболее часто применяется способ снижения противодавления на продуктивный пласт при вызове притока флюида за счет замещения жидкости в эксплуатационной колонне газожидкостной смесью, имеющей более низкую и регулирующую плотность. При вызове притока этим способом жидкость с большей плотностью замещается газожидкостной смесью (ГЖС) по мете поступления через затрубное пространство в эксплуатационную колонну (насосно-компрессорные трубы) инертного газа - азота. При попадании ГЖС в насосно-компрессорные трубы (НКТ) начинает снижаться гидростатическое давление на забое, и в случае достижения величины этого давления меньше пластового создается условие депрессии, что вызывает приток флюида из пласта.

В соответствии с принятой расчетной схемой максимальное давление на устье будет в тот момент, когда легкая жидкость (ПГЖС) достигнет забоя, а тяжелая - будет вытеснена в НКТ. Это условие запишется в виде:

        (2)

где: Н- длина НКТ;

- плотность замещающей  тяжелой жидкости;

- плотность легкой жидкости  (ПГЖС);

- потери давления на  преодоление сопротивлений при  трении жидкостей в затрубном пространстве и внутри НКТ.

Приравняв давление по формуле (2) пластовому и проведя ряд подстановок и преобразований получили формулу для расчета объема легкой жидкости, соответствующего условию равенства давлений гидростатического и пластового в виде: