Способ определения количества реагентов для обработки бурового раствора

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для повышения качества буровых растворов при вскрытии нефтенасыщенных продуктивных пластов. Задачей изобретения является сохранение коллекторских свойств и повышение продуктивности пласта. Для этого в процессе бурения отбирают шлам (керн), пробы раствора. Определяют содержание органического коллоида ΣC_pK_p, пористость, проницаемость продуктивного пласта, фактическое поверхностное натяжение фильтрата раствора. Требуемое значение поверхностного натяжения определяют по приведенному математическому выражению. После чего определяют требуемые температурные показатели фильтрации, обеспечивающие исключение прихватов труб и требуемый радиус фильтрации в продуктивном пласте. И по математической зависимости определяют содержание реагента-стабилизатора с учетом наименьшего значения температурного показателя фильтрации. При буровой раствор дополнительно обрабатывают реагентом-стабилизатором в вычисленном количестве. А ПАВ в буровой раствор добавляют в количестве, определяемом как сумму количеств ПАВ, находящегося в фильтрате бурового раствора C_пав(ф), и количества ПАВ, адсорбированного на твердой фазе бурового раствора C_{пав(т.ф.)}. 1 табл.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для повышения качества буровых растворов при вскрытии нефтенасыщенных продуктивных пластов с целью максимального сохранения их коллекторских свойств и повышения относительной продуктивности пласта.

Известно, что максимально сохранять коллекторские свойства и повысить продуктивность пласта можно применением буровых растворов, предотвращающих гидратацию и набухание глинистого материала, содержащегося в пласте, создающих на стенках скважин малопроницаемые фильтрационные корки, обеспечивающих минимальную скорость фильтрации бурового раствора в пласт, имеющих требуемое поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной средой.

Для сохранения коллекторских свойств пласта и повышения относительной их продуктивности важно определить в буровом растворе требуемую концентрацию реагента-стабилизатора, электролита, поверхностно-активного вещества (ПАВ), а также поддерживать требуемую концентрацию их в растворе в процессе вскрытия продуктивных пластов.

Известен способ определения количества реагента-стабилизатора для обработки бурового раствора, включающий отбор проб в процессе бурения, определение коллоидной глинистой составляющей в буровом растворе и коэффициента активности применяемого реагента и оптимальной его концентрации в буровом растворе по формуле: где C_р - требуемое содержание реагента-стабилизатора в буровом растворе, %; C_к - объемное содержание коллоидной глинистой составляющей в буровом растворе, %; K_р - коэффициент активности реагента-стабилизатора; n - показатель, характеризующий отношение содержания органического коллоида к неорганическому.

(Резничеко И.Н. "Приготовление, обработка и очистка буровых растворов", М., "Недра", 1982, с. 67, 71).

Недостатком известного способа является малая точность определения количества реагента для обработки буровых растворов, так как в данном случае не учитываются физико-химические свойства разбуриваемых пород и время их контакта с раствором.

Известен способ определения количества реагента-стабилизатора для обработки бурового раствора путем отбора шлама в процессе бурения, определения коэффициента активности реагента-стабилизатора. Для этого в процессе бурения дополнительно определяют активность разбуриваемых пород и рассчитывают показатель скорости увлажнения породы в дистиллированной воде по формуле: V_п = V_б · K_п, где V_п - показатель скорости увлажнения разбуриваемых пород в дистиллированной воде, м/ч; V_б - константа, равная 0,35; K_п - коэффициент активности разбуриваемых пород;
а определение количества реагента-стабилизатора производит по следующей зависимости:

где M - объемное содержание твердой фазы в буровом растворе в долях единицы;
- минерализация водной фазы бурового раствора и поровой воды соответственно, моль/л;
Zʹ, Zʺ - соответственно, валентность катиона электролитов водной фазы бурового раствора и поровой воды;
V_п - требуемая скорость увлажнения пород, м/ч;
При этом требуемую скорость увлажнения разбуриваемых пород определяют по формуле:

где R - радиус скважины, м;
ρ_p - плотность бурового раствора, кг/м³;
t - требуемое время устойчивого состояния, час;
ρ_п - поровое давление в эквиваленте плотности, кг/м³;
b - коэффициент, равный 189,9;
(Резниченко И. Н., Пеньков А.И. Патент РФ N 2030433. Способ определения количества реагента-стабилизатора для обработки бурового раствора).

Недостаток данного способа - ограниченность применения, так как он не позволяет (при необходимости) определить требуемую концентрацию электролита в буровом растворе при бурении в неустойчивых глинистых отложениях, где требуется комплексная обработка реагентами-стабилизаторами и электролитами.

Известен способ определения количества реагента-стабилизатора и электролита для обработки бурового раствора, включающий отбор проб в процессе бурения, определение активности разбуриваемых пород и скорости их увлажнения в дистиллированной воде, определение количества реагента-стабилизатора по формуле:

Для определения количества электролита рассчитывают произведение C_p · K_p, сравнивают его с заданной величиной, равной 3,0 ± 0,5. Электролит вводят при условии C_p·K_p > 3,0 ± 0,5. Его количество рассчитывают из условия:

(Патент РФ N 2012583, C 09 K 7/00, 1991). Прототип.

Недостатком известного способа является то, что он используется только для определения состава раствора, предотвращающего набухание глинистого материала в продуктивном пласте, и не может быть применен для определения концентрации реагента-стабилизатора в буровом растворе, при которой будет получена требуемая скорость фильтрации бурового раствора в продуктивный пласт.

Определение количества реагента-стабилизатора без учета требуемой скорости фильтрации приведет к загрязнению пласта фильтратом бурового раствора, снижению его проницаемости и продуктивности.

Кроме того, данный способ не позволяет определять требуемую концентрацию ПАВ для снижения поверхностного натяжения фильтров бурового раствора.

Задача - создание способа, позволяющего приготавливать качественный буровой раствор, обеспечивающий сохранение коллекторских свойств продуктивного нефтенасыщенного пласта и повышение его относительной продуктивности за счет более полной корректировки состава и количества реагентов в буровом растворе.

Сущность изобретения состоит в том, что в способе, включающем отбор проб бурового раствора и разбуриваемых пород в процессе бурения, определение коэффициента активности разбуриваемых пород K_п, скорости их увлажнения в дистиллированной воде V_п, требуемой скорости увлажнения глин в буровом растворе V_о, градиента порового давления P_п, активности используемых реагентов-стабилизаторов K_р, объемного содержания твердой фазы M, коллоидный глинистой составляющей в буровом растворе C_к, минерализацию поровой воды C_эп, количества реагента-стабилизатора C_р по формуле:

причем, если ΣC_p·K_p> 3,0 ± 0,5, буровой раствор обрабатывают электролитом в количестве, определяемом из условия:

дополнительно определяют пористость m и проницаемость продуктивного пласта K, коэффициент коллоидальности твердой фазы бурового раствора K_t, поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора σ_ф, требуемое значение поверхностного натяжения фильтрата бурового раствора по формуле:

где Θ_t - краевой угол смачивания поверхности коллектора фильтратом бурового раствора, град;
grad P - градиент давления на границе зоны обводнения продуктивного пласта, МПа/м;
β₁ - коэффициент восстановления проницаемости продуктивности пласта, %;
r_эф - эффективный радиус пор продуктивного пласта, мкм;
требуемый температурный показатель фильтрации бурового раствора, обеспечивающий исключение прихватов бурильного инструмента и температурный показатель фильтрации, обеспечивающий требуемый радиус фильтрации бурового раствора в продуктивный пласт и определяют содержание реагента-стабилизатора с учетом наименьшего значения температурного показателя фильтрации Ф_t по формуле:

где M' - объемное содержание твердой фазы бурового раствора, %;
ΔPʹ - репрессия на пласт, МПа;
ρ_в, ρ_p - плотность воды и бурового раствора соответственно, г/см³;
A₁ - безразмерный температурный показатель адсорбции реагента-стабилизатора на твердой фазе (ноу-хау),
определяют величину сравнивают с величиной ΣC_p·K_p и при буровой раствор дополнительно обрабатывают реагентом-стабилизатором в количестве ΔC_p, определяемом по формуле:

а поверхностно-активное вещество (ПАВ) в буровой раствор добавляют в количестве ΔC_p, определяемом как сумму количеств ПАВ, находящегося в фильтрате бурового раствора C_ПАВ(ф) и количества ПАВ, адсорбированного на твердой фазе бурового раствора C_{ПАВ(т.ф)}; при этом


где A₂ - безразмерный температурный показатель адсорбции ПАВ (ноу-хау);
K_ф - активность ПАВ, выраженная числом атомов углерода в молекулярной цепи;
M''' - объемное содержание твердой фазы без утяжелителя, %.

Определение количественного состава бурового раствора по предложенному способу является оптимальным, отвечающим требованию качественного вскрытия продуктивных пластов с целью максимального сохранения их коллекторских свойств и повышения относительной их продуктивности.

Пример. Определяли требуемой количественный состав бурового раствора по предлагаемому способу при бурении скважины на Северо-Тарасовской площади ОАО "Пурнефтегаз".

Исходные данные:
Продуктивный пласт вскрывается на глубине 2980-3050 м, диаметр скважины 0,216 м, время контакта бурового раствора с коллектором 10 суток, плотность бурового раствора 1,05 г/см³, показатель фильтрации в забойных условиях Ф_ф = 35,0 см³/30 мин, показатель скорости увлажнения V_о = 0,06 м/ч. При вскрытии продуктивного пласта применяемым буровым раствором дебит скважины был равен 26,2 тонны в сутки через 6,0 мм штуцер.

В процессе бурения скважины отбирают пробы бурового раствора и шлам (керн) и известным способом определяют коэффициент активности K_п (K_п = 0,1) и глинистости разбуриваемых пород ϕ(ϕ = 0,17); скорость их увлажнения в дистиллированной воде V_п (V_п = 0,04 м/ч); требуемую скорость увлажнения глин в буровом растворе V_o (V_o = 0,03 м/ч); активность используемых реагентов-стабилизаторов K_p (K_p = 3,6); объемное содержание твердой фазы в буровом растворе M'' (M'' = 3,12%) и коллоидной глинистой составляющей C_к (C_к = 2,0%); минерализацию поровой воды C_эп (C_эп = 2,3%); определяют пористость m (m = 0,17) и проницаемость K (K = 0,022 мкм²) продуктивного пласта, поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора σ_t(ф)(σ_t(ф)= 55,3 мН/м), краевой угол смачивания породы Θ^°_t(Θ^°_t = 85,0°).
Определяют содержание органического коллоида в буровом растворе

Определяют градиент давления в зоне обводнения пласта;

где ΔP - депрессия на пласт при освоении (ΔP = 5,0 МПа);
R_ф - допустимый радиус фильтрации, равный
R_ф < R_перф,
R_перф - радиус перфорации. Принимаем R_перф = 0,6 м;
R_с - радиус скважины, м; R = D/2 = 0,216 : 2 = 0,11 м

Определяют требуемый коэффициент восстановления проницаемости пласта β₁

где ОП - желательное значение относительной продуктивности скважины, принимаем ОП = 0,8

Определяют эффективный радиус поровых каналов в продуктивном пласте:
r_эф= r_ср-1,25·ϕ_св.вод.,
где
ϕ_св.вод - связанная вода в условиях пласта, доли ед.

ϕ_св.вод = 0,033(exp 50 V_o)ϕ_г; ϕ_св.вод = 0,033 (exp 50 · 0,03) 0,12 = 0,02;
r_эф = 0,18 - 1,25 · 0,02 = 0,15 мкм.

Определяют требуемое поверхностное натяжение фильтрата

Определяют требуемый температурный показатель фильтрации бурового раствора, обеспечивающий исключение прихватов бурильных труб в проницаемых пластах

где A - показатель, изменяющийся в зависимости от угла искривления скважины, для рассматриваемых условий A = 80;
= 80/5,0 = 16,0 см³/30 мин
Определяют температурный показатель фильтрации бурового раствора, обеспечивающий требуемый радиус фильтрации

Сравнивают значения принимают меньшее значение (т.е. см³/30 мин) и определяют требуемое содержание органического коллоида в буровом растворе по формуле:

где коэффициент активности реагента-стабилизатора. Буровой раствор обрабатывается КМЦ-600, имеющей K_т = 3,6;
A₁ - температурный показатель адсорбции реагента-стабилизатора на твердой фазе, для рассматриваемых условий A = 0,49.

Определяют величину и сравнивают с величиной ΣC_pK_p= 2,2%. Видно, что поэтому буровой раствор дополнительно обрабатывают КМЦ-600 в количестве:

Определяют требуемое количество ПАВ в фильтрате бурового раствора

где фактическое поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора,
55,3 мН/м;
требуемое поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора,
26,67 мН/м;
A₂ - температурный показатель адсорбции ПАВ, в рассматриваемых условиях A₂ = 0,25;
K_ф - активность ПАВ, выраженная числом атомов углерода в молекулярной цепи. Буровой раствор обрабатывается ПАВ комплексного действия (ПКД), имеющий K_ф = 18.

Определяют количество ПКД, адсорбированное на твердой фазе бурового раствора

где M''' - объемное содержание твердой фазы в буровом растворе, %, M''' = 3,12%;
ΣC_pK_p(max)- содержание органического коллоида в буровом растворе, %;
ΣC_pK_p(max)= 4,03%;
C_к - объемное содержание коллоидной глинистой составляющей, %, C_к = 2,0%;

Определяют общее количество ПКД, добавляемое в буровой раствор:
C_ПАВ = C_ПАВ(ф) + C_{ПАВ(т.ф.)} = 0,081 + 1,5 = 1,581 ≈ 1,6%.

Рекомендуемый (в соответствии с изобретением) состав и показатели свойств раствора приведены в таблице.

Как видно из приведенных данных, рекомендуемый состав и свойства раствора близки к фактическим данным (отклонение - 0,75 - 5,8%), что указывает высокую точность предлагаемой технологии по изобретению.

Практическое применение предлагаемого способа определения количества реагентов для обработки бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта при бурении скважины N 15 Северо-Тарасовская позволило в 1,98 раз повысить дебит скважин (см. табл. столбец 3, 5) по сравнению с базовой скважиной, что указывает на высокую эффективность предлагаемого способа.

Широкое применение способа по предлагаемому изобретению позволит повысить качество вскрытия продуктивных пластов при бурении скважин, значительно повысить их нефтеотдачу и получить ощутимый экономический эффект.

Формула изобретения

Способ определения количества реагентов для обработки бурового раствора, включающий отбор проб бурового раствора и разбуриваемых пород в процессе бурения, определение коэффициента активности разбуриваемых пород К_п, скорости их увлажнения в дистилляционной воде V_п, требуемой скорости увлажнения в буровом растворе V_о, градиента порового давления Р_п активности используемых реагентов-стабилизаторов, объемного содержания твердой фазы М, коллоидной глинистой составляющей в буровом растворе С_к, минерализацию поровой воды С_эп, количества реагента-стабилизатора С_р по формуле

причем если ΣC_p˙K_p > 3,0±0,5, буровой раствор обрабатывают электролитом в количестве, определяемом из условия

где К_р - коэффициент активности реагента-стабилизатора;
М - объемное содержание твердой фазы бурового раствора, доли ед.;
валентность катионов поровой воды;
требуемая минерализация водной фазы бурового раствора,
отличающийся тем, что дополнительно определяют пористость m и проницаемость продуктивного пласта К, коэффициент коллоидальности твердой фазы бурового раствора К₁, поверхностное натяжение фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной жидкостью σ_ф, требуемое значение поверхностного натяжения фильтрата бурового раствора по формуле

где Θ_t - краевой угол смачивания поверхности коллектора фильтрата бурового раствора, град;
gradP - градиент давления на границе зоны обводнения продуктивного пласта, МПа/м;
β₁ - коэффициент восстановления проницаемости продуктивного пласта, %;
r_эф - эффективный радиус пор продуктивного пласта, мкм;
требуемый температурный показатель фильтрации бурового раствора, обеспечивающий исключение прихватов бурильного инструмента , и температурный показатель фильтрации бурового раствора, обеспечивающий требуемый радиус фильтрации бурового раствора в продуктивный пласт , и определяют содержание реагента-стабилизатора с учетом наименьшего значения температурного показателя фильтрации Ф_т по формуле

где М' - объемное содержание твердой фазы бурового раствора, %;
ΔPʹ - репрессия на пласт, МПа;
С_к - объемное содержание коллоидной глинистой составляющей в буровом растворе, %;
ρ_в,ρ_p - плотность воды и бурового раствора соответственно, г/см³;
К_т - коэффициент коллоидальности твердой фазы бурового раствора;
А₁ - температурный показатель адсорбции реагента-стабилизатора на твердой фазе (ноу-хау),
определяют величину сравнивают с величиной ΣC_p·K_p и при буровой раствор дополнительно обрабатывают реагентом-стабилизатором в количестве ΔC_p, определяемом по формуле

а ПАВ в буровой раствор добавляют в количестве Спав, определяемом как сумму количеств ПАВ, находящегося в фильтрате бурового раствора (Спав(ф)) и количества ПАВ, адсорбированного на твердой фазе бурового раствора Спав(т.ф. ), при этом:


где К_ф - активность ПАВ, выраженная числом атомов углерода в молекулярной цепи;
М''' - объемное содержание твердой фазы в буровом растворе без утяжелителя, %;
А₂ - температурный показатель адсорбции ПАВ.

РИСУНКИ

Рисунок 1