Способ первичного вскрытия продуктивного пласта Советский патент 1993 года по МПК E21B21/00 

Изобретение относится к области бурения скважин и может использоваться при диффузионных газопроявленилх, возникающих в процессе вскрытия бурением продуктивных газосодержащих пластов.

Цель изобретения - повышение качества вскрытия продуктивного пласта за счет, уменьшения диффузионных газопроявлений при одновременном снижении плотности бурового раствора и уменьшении интенсивности газопроявлений.

Сущность способа заключается в следующем.

Поддержание в скважине давления выше пластового позволяет предупреждать газопроявления, являющиеся следствием нарушения баланса давлений в системе скважина-пласт, однако при этом не предупреждаются газопроявления, являющиеся результатом диффузионных процессов. Диффузионный процесс описывается законом Фика:

dm п с dc dt

dm

О)

где - массовая скорость диффузии;

D - коэффициент диффузии газа в веществе;

S - площадь поверхности, через которую осуществляется диффузионный перенос;

dc

dx

-градиент концентрации газа по толV4

О 00 4 V4 СЛ

щине слоя вещества.

Из уравнения (1) очевидно, что интенсивность диффузии газа не зависит явно от перепада давления газа в среде, через которую осуществляется диффузия.

Диффузионные газопроявления могут возникать при вскрытии как непроницаемых, так и проницаемых для фильтрата бурового растеора продуктивных пластов. В первом случае на стеыках скважины отсутствует фильтрационная корка, пластовый газ непосредственно контактирует с буровым раствором и интенсивность диффузии газа из пласта в скважину определяется растворимостью газа и коэффициентом диффузии газа в жидкости. Против проницаемых для жидкости пластов на стенках скважины образуется фильтрационная корка. Поддей- ствием перепада давления корка может уплотниться до такой степени , что станет непроницаемой для фильтрата бурового раствора и в этом случае возникают условия для диффузии газа из пласта в скважину.

Уравнение диффузии газа в жидкости через показатель растворимости и парциальное давление имеет вид:

Q

Р-а-ДР Pi

(2)

где Q - количество газа, диффундирующего в единицу времени через единицу поверхности;

а - коэффициент растворимости газа в данной среде;

АР- разность парциальных давлений на границах слоя жидкости;

h - толщина слоя жидкости.

Для многокомпонентных дисперсных систем уравнение диффузии имеет вид

Q § Qi -J- Ј Di а, fi АР,. (3) 1n 1 .

В табл.1 приведены значения коэффициентов диффузии и растворимости метана, являющегося основным компонентом природных углеводородных газов, в воде, нефти и глине.

Значения коэффициента диффузии в глине в среднем примерно в 10 раз меньше, чем в воде и нефти, а коэффициент растворимости метана в нефти примерно в 10 раз выше, чем в воде. Буровой раствор представляет собой многокомпонентную систему, основными его компонентами являются вода, твердая фаза, нефть (нефтепродукты). В состав раствора могут входить другие компоненты, например газ (раствор на основе поверхностно-активных веществ), различные химические реагенты. Коэффициент диффузии газа в твердой фазе на порядок меньше, чем в дисперсионной среде раствора, поэтому влияние твердой фазы на диффузионный процесс сказывается через изменение концентрации дисперсионной среды в растворе. Произведение D а природного газа в газовой среде на несколько порядков выше, чем в жидкости. Поэтому

содержание любого газа, в т.ч. воздуха, в буровом растворе резко повышает скорость диффузии в нем пластового газа. В связи с этим добавки поверхностно-активных веществ, обработка раствора реагентами, вызывающими его вспенивание, например, лигносульфонатами может привести к значительному повышению интенсивности диффузионных газопроявлений. Поэтому при диффузионных газопроявлениях по возможности следует отказываться от обработки раствора реагентами, увеличивающими или способствующими увеличению газовой фазы в растворе.

Интенсивность диффузионных газопроявлений в значительной степени определяется свойствами среды, находящейся непосредственно между фронтом пластового флюида и буровым раствором. Такой средой в определенных случаях является

фильтрационная корка, которая образуется на стенках скважины и состоит из тех же компонентов, что и буровой раствор/Корка от раствора отличается соотношением между твердой фазой и дисперсионной средой,

у корки это соотношение выше. Все выводы, сделанные выше о влиянии компонентного состава бурового раствора на интенсивность диффузии газа в нем, справедливы для фильтрационной корки, т.к. соотношение между компонентами дисперсионной среды в корке примерно такое же, как в растворе. Фильтрационная корка под действием перепада давления способна уплотняться, а при уплотнении уменьшается

содержание в ней жидкой фазы, уменьшается ее проницаемость. Для сильно сжимаемых корок, которые образуются обычно при использовании глинистых растворов, корка сжимается настолько, что становится непроницаемой для фильтрата бурового раствора и в этом случае возникают условия для диффузионных газопроявлений. Диффузионный поток через фильтрационную корку можно уменьшить за счет максимального ее

уплотнения, когда жидкая фаза под действием избыточного давления отфильтровывается в пласт, а также за счет вдавливания в корку непроницаемого для газа наполнителя, например стеклянных шариков.

уменьшающих эффективную поверхность диффузии.

Способ осуществляют следующим образом.

Перед вскрытием газосодержащих пластов, когда ожидаются газопроявления диф- фузионного характера, или после их вскрытия, когда заранее характеристики газопроявлений невозможно определить,

оценивают значение функции Ј fiDiai для

используемого бурового раствора. Если газопроявления имеют интенсивный характер и нарушают процесс бурения, то согласно условию (1) определяют компонентный состав раствора, который позволит уменьшить интенсивность газопроявлений. Изменение компонентного состава может включать уменьшение содержания нефти и нефтепродуктов, уменьшение газовой составляющей в растворе, увеличение солености раствора и др. Подобрав компонентный состав, проводят соответствующую обработку раствора или его замену. Если давление в скважине значительно превышает пластовое и плотность раствора сильно завышена, то плотность снижают, однако ее величина не должна быть меньше допустимого значения, определяемого руководящими, документами на вскрытие газосодержащих пластов. Подбор компонентного состава и плотности раствора можно определять на стадии составления проекта на бурение скважины и заранее поддерживать заданные показатели, что позволит сократить расходы на обработку и приготовление (или замену) раствора. При наличии против газосодержащих пластов фильтрационной корки (определяется, например, по данным кавернометрии) для уменьшения интенсивности газопроявлений в буровой раствор или в часть его обьема вводят непроницаемый для пластового газа наполнитель, например стеклянные шарики или целлофановую крошку, их количество определяют по результатам лабораторных исследований на сжимаемость фильтрационных корок и вдавли- ваемость наполнителя в корку. При необходимости дальнейшего снижения интенсивности газопроявлений в скважине создают избыточное давление и выдерживают скважину при избыточном давлении до завершения процесса вдавливания наполнителя в корку и уплотнения корки. Наполнитель в раствор можно вводить как перед вскрытием газосо- держащего пласта, так и после его вскрытия.

Пример применения способа на одной из скважин Восточной Украины.

При забое скважины 4537 м и плотности раствора 1,28 г/см3 произошло газопроявление: плотность выходящего из скважины раствора снизилась до 1 г/см3, общее со- 5 держание газа в растворе по данным газового каротажа составляло 30%, из них 70% метана. После дегазации раствор утяжелили до плотности 1,56 г/см3 и продолжили углубление скважины. При этом газопроявления не

0 прекратились и проявлялись в выходе газированных пачек раствора после спуско-подьем- ных операций, каротажных работ и простоев, сопровождаемых перерывами в циркуляции раствора в 20-24 часа. Время выхода гази5 рованного раствора при производительности 25 л /с составляло от 30 минут до 2,5 часов. При плотности раствора 1,56 г/см3 был пробурен интервал 4537-4800 м. При забое 4900 м плотность раствора увеличили до 1,70

0 г/см3 и при этой плотности скважина была пробурена до глубины 5500 м. При этом газопроявления не прекратились, характер их проявления и интенсивность остались прежними: после 20-24-часовых перерывов

5 в циркуляции газосодержание в растворе составляло 30%, газированные пачки раствора выходили из скважины в течение 70 минут - 3 часов. При забое 5500 м было определено, что газопроявления имеют

0 диффузионный характер. По результатам интерпретации данных ГИС перспективных в нефтегазоносном отношении пластов в интервале глубин 4400-5500 м (ниже башмака спущенной технической колонны) не выяв5 лено, максимальная пористость пород не превышала 7%. Фильтрационная корка против таких пластов не образовывалась, что подтвердили данные профилометрии и имел место непосредственный контакт газо0 насыщенных пластов с буровым раствором. Были выполнены лабораторные исследования компонентного состава раствора и предложен состав, уменьшающий интенсивность диффузионных газопроявлений. При этом

5 плотность раствора было предложено снизить до 1,56 г/см3. По методу Д экспоненты было определено, что максимальный градиент порового давления в необсаженной части разреза скважины не превышает 0,025

0 МПА/м и данная плотность обеспечивает требуемую репрессию на пласт по всему разрезу. Путем разбавления и приготовления нового раствора его плотность уменьшили до рекомендуемой величины, при этом

5 уменьшили содержание нефти в растворе с 38,2% до 7,8%. При данной плотности раствора был пробурен интервал 5500-5703 м, скважина добурена до проектной глубины. Интенсивность газопроя.влений уменьшилась примерно в 3 раза. Так, при 20-24-часовых перерывах в циркуляции газосодержание в растворе не превышало 11%, максимальное время выхода газированного раствора из скважины составило 25 минут.

В табл.2 приведены компонентные составы применяемых при бурении скважины буровых растворов, значения функции л

fiDiai для метана и характер газопрояв

лений при использовании разных растворов.

п

При вычислении функции fiDiai принято:

1

коэффициент диффузии метана и нефти , см2/с, в воде ,2x10 5см7/с; коэффициент растворимости метана в нефти ,35м3/м3, в воде ,033м3/м3. Диффузией газа через твердую фазу раствора пренебрегают. Расчетн ые- (по соотношениЪ

ям значений функции 2 и фактические данные по интенсивности газопроявлений сопоставимы. Применение нового метода позволило успешно пробурить скважину до проектной глубины (до применения метода стоял вопрос о прекращении дальнейшего бурения скважины). После спуска эксплуатационной колонны были испытаны предполагаемые продуктивные объекты с попытками вызова притока пластового флюида, объекты признаны сухими,

В табл. 3 приведены стандартные параметры буровых растворов до и после ввода в них непроницаемого для газа наполнителя, режим формирования и уплотнения фильтрационных корок и объем профильтрованной через корки воды. Исследования проводились на приборах для измерения водоотдачи ФЛР-1, пробы растворов отбирались с бурящихся скважин. В качестве наполнителей использовались полиэтиленовая крошка и королек - спекаемые отходы производства стекловаты, размеры вводимых в раствор наполнителей не превышали 0,5 мм. Исследования проводились следующим образом. Камеры двух приборов ФЛР-1 заполнялись исследуемым раствором и при давлении 0,ЗМПа формировалась фильтрационная корка до показателя фильтрации 23 см , измеряемой с помощью мерного цилиндра. После этого из одного прибора остаток раствора сливали и поверх сформированной корки заливали техническую воду. Создавали в камере прибора давление 0,3 МПа и измеряли объем профильтрованной воды за 4 часа. В камеру другого прибора поверх сформированной корки наливали уплотняющую жидкость

(раствор с наполнителем), создавали давление 0,7 МПа и при этом давлении осуществлялся процесс уплотнения корки, который завершали с окончанием отфильтровывания

фильтрата из прибора. Давление сбрасывали, сливали остаток раствора и поверх уплотненной корки наливали техническую воду. Измеряли объем профильтрованной через уплотненную корку воды за 4 ч при

давлении 0,3 МПа.

Наибольшую проницаемость имеют фильтрационные корки без наполнителей (растворы 1 и 2). При вводе в раствор полиэтиленовой крошки или королька проницаемость сформированной корки уменьшалась примерно в 3 раза (растворы 3-5). При воздействии на корку раствором с наполнителем при повышенном давлении происходит запечатывание пор корки как самим наполниГелем, так и за счет уплотнения скелета корки, в результате проницаемость корки падает до нуля, Уплотнение корок из растворов с наполнителями происходит значительно быстрее (растворы 3-5), чем из

растворов без наполнителей (растворы 1 и 2).

Использование изобретение позволит

повысить качество вскрытия продуктивных

пластов за счет использовании растворов

меньшей плотности, сократить расходы на

утяжеление раствора, борьбу с поглощениями, прихватами труб, интенсивность и тяжесть которых уменьшится с уменьшением плотности раствора. За счет уменьшения плотности раствора возможно упрощение

конструкции скважин. Сокращение расхода нефтепродуктов увеличит экологическую безопасность буровых растворов.

40

Формула изобретения

1. Способ первичного вскрытия продуктивного пласта, включающий закачивание в скважину раствора с плотностью, обеспечивающей создание в скважине давления,

превышающего пластовое, отличающий- с я тем, что, с целью повышения качества вскрытия продуктивного пласта за счет уменьшения диффузионных газопроявлений при одновременном снижении плотности бурового раствора и уменьшения интенсивности газопроявлений, плотность бурового раствора определяют из условия:

55

fjDiai

где fi - объемное содержание i-ro компонента бурового раствора;

Di - коэффициент диффузии пластового газа в веществе 1-го компонента;

а - растворимость пластового газа в веществе 1-го компонента;

1 1:2;3...п;

п - количество компонентов в буровом растворе.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в буровой раствор предварительно

вводят непроницаемый для пластового газа наполнитель.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что после закачивания в скважину бурового раствора скважину выдерживают под избыточным давлением по сравнению с давлением столба бурового раствора до завершения уплотнения фильтрационной корки на стенках скважины.

Таблица 1

Использование: в области бурения скважин и при диффузионных газопроявлениях, возникающих в процессе вскрытия бурением продуктивных газосодержащих пластов. Сущность изобретения: в скважину закачивают раствор с плотностью, обеспечивающей создание в скважине давления, превышающего пластовое, и определяемой из соотноп шения 2) fiDi...ai , где fi - объемное 1 содержание i - го компонента бурового раствора; DI - коэффициент диффузии пластового газа в веществе i-ro компонента, ,2,3...n; n - количество компонентов в буровом растворе. Предварительно в буровой раствор вводят непроницаемый для пластового газа накопитель и после закачки раствора скважину выдерживают под избыточным давлением по сравнению с давлением столба бурового раствора вплоть до завершения уплотнения фильтрацией ной корки на станках скважины. 2 з.п.ф-лы, 3 табл. Ё

Компонентный состав бурового раствора и интенсивность газопроявлений

Результаты лабораторных исследований

Таблица 2

Таблица 3