6.6. Технология бурения с использованием газожидкостных смесей (ГЖС)

              б   

Рис. 6. 10. Схемы обвязки скважины при бурении с пеной

а – глубиной до 250 м; 2, 5 – трехходовые краны; 3 – прибор для определения кратности пены; 4 – пеногенератор; 6 – насос; 7 – емкость с раствором ПАВ; 8 – компрессор; 9 – кран; 10 – обратный клапан; 11 – расходомер воздуха; 12 – воздуховод к пеногенератору; 13 – воздухопровод к эжектору; 14 – эжектор;

б – глубиной более 250 м; 1 – скважина; 2 – трехходовой кран; 3 – прибор определения кратности пены; 4 – нагнетательный трубопровод; 5 – манометр; 6 – дожимное устройство; 7 – обратный клапан; 8 – расходомер воздуха; 9 – кран; 10 – компрессор; 11 – емкость с раствором ПАВ; 12 – дозирующий насос; 13 – насос; 14 – трубопровод к эжектору; 15 – эжектор; 16 – отводной трубопровод.

Таблица 6. 12. Рациональные условия применения пен различного состава

В состав молекул ПАВ входят следующие гидрофильные группы:

- гидроксильная – СООН;

- карбоксильная – СООМе, Ме – атом металла;

- сульфатная – SO₄Ме;

- фосфатная – РО₃Ме;

- аминогруппа – NН₂;

- окислительная – СН₂СН₂О и др.

ПАВ – пенообразователи принято подразделять на типы по характеру их электрической диссоциации в водном растворе (см. табл. 6. 6).

Наиболее технологичны и эффективны в применении для получения ГЖС анионоактивные и неионогенные ПАВ. Группа анионоактивных ПАВ – пенообразователей включает в себя:

- соли жирных чаще всего карбоновых RCООМе (где R – углеводородный радикал, Ме – атом металла Са⁺⁺ или Nа⁺);

- соли сульфоновых кислот (RSO₃Н) – RSО₃ Ме (сульфонол).

- и др.

Анионоактивные ПАВ обладают способностью к уменьшению пенообразующей способности в присутствии в растворе солей Са⁺⁺ и Мg⁺⁺.

Группа катионоактивных ПАВ для получения ГЖС практически не используется из-за их повышенной токсичности.

Неионогенные ПАВ получили широкое применение для получения ГЖС из-за их нескольких положительных качеств:

- растворимость не зависит от наличия в растворе электролитов и рН среды;

- способность восстанавливать свои свойства в растворе пенообразователя, например, после остывания его, если произошло помутнение водного раствора ПАВ при повышении температуры в скважине.

В группу неионогенных ПАВ – пенообразователей можно отнести следующие соединения:

- карбоновые кислоты (RСООН);

- оксиэтилированные амилфенолы – ОП-4, ОП-7, ОП-10;

- превоцелл;

- синтамид-5, синтамид-10;

- синтанол ДС-10;

- смачиватель ДБ и др.

Наиболее широко в отечественной практике стали использовать сульфонол в качестве пенообразователя. В качестве добавок, улучшающих свойства пены, можно использовать хлористый алюминий и азотнокислый натрий, КМЦ и мылонафт, желатин и гидроокись лития.

Эффективным пенообразователем в условиях поступления высокоминерализованных пластовых вод является анионоактивное ПАВ-ДС-РАС. При увеличении концентрации хлорида натрия в воде необходимо повышать концентрацию пенообразования ДС-РАС для возрастания устойчивости пен. Дальнейшее повышение устойчивости пены достигается за счет введения стабилизаторов (КМЦ, крахмала, костного клея, технического желатина). Кроме того, для повышения пенообразующей способности растворов ДС-РАС и повышения стабильности пены к ним рекомендуется добавлять сульфонат никеля и кальцинированную соду в соотношении по массе в %: ДС РАС – 1-2; сульфат никеля 0, 5-1, 0; кальцинированная сода 1-2; вода – остальное.

Создана композиция пенообразователя «пенол-1». По составу «пенол-1» состоит из смеси натриевых солей органических сульфокислот, оксиэтилированных жирных спиртов или оксиэтилированных алкилфенолов, лингосульфоната аммония, моноэтаноламида жирных кислот и других веществ. Рекомендуемые соотношения компонентов в составе «пенол-1» приведены в табл. 6. 13. Композиционные составы «пенол-1» по внешнему виду представляют собой жидкости темно-коричневого цвета с температурой застывания от -4 до -6^оС, с рН=8, 15-8, 50. При добавлении рабочей концентрации (0, 5 %) «пенола-1» в воду, с минерализацией NаСl до 5% (объем раствора 50 см³) вспениваемость составляет 310-340 см³ при довольно стабильной пене в течение 30 мин после вспенивания.

Пена представляет собой систему, состоящую из пузырьков газа (воздуха), в виде дисперсной фазы в непрерывной дисперсионной среде (жидкости), которая вырождается до состояния тонких пленок. Исходя из этого, пена имеет пленочно-ячеистое строение.

Пены могут эффективно применяться при бурении скважин в твердых породах (известняках, доломитах), многолетнемерзлых породах, пористых поглощающих горизонтах, при вскрытии продуктивных пластов, освоении и капитальном ремонте скважин, если пластовое давление составляет 0, 3-0, 8 гидростатического.

Таблица 6. 13. Соотношение компонентов в составе «Пенол-1»

Для повышения стабильности пен в них добавляют реагенты-стабилизаторы (КМЦ, ПАА и др. ), увеличивающие вязкость растворителя и способствующие замедлению процесса истечения жидкости из пленок в составе ГЖС.

В процессе генерации пен необходимо учитывать следующие рекомендации:

- наибольшая эффективность при получении ГЖС с использованием всех известных ПАВ-пенообразователей, достигается при рН=8÷ 9;

- пенообразующая способность неоиногенных ПАВ (ОП-7, ОП-10 и др. ) не изменяется в широком диапазоне рН=3÷ 9;

- пенообразующая способность всех ПАВ увеличивается при повышении температуры до 90^оС;

- в случае необходимости увеличения пенообразующей способности надо выбирать ПАВ, имеющие меньшие значения поверхностного натяжения;

- жесткость применяемой воды для создания ГЖС необходимо устранять за счет добавок Na₂СО₃ (1, 5÷ 2%);

- для увеличения структурных и реологических параметров ГЖС следует применять полимерные реагены (гипан и его модификации, синтетические смолы и др. )

Параметры, характеризующие свойства ГЖС

Газожидкостная смесь представляет собой дисперсную систему пленочно-ячеистой структуры, в которой ячейки – пузырьки газа разделены пленками, состоящие из водного раствора ПАВ-пенообразователя и других растворенных компонентов, являются непрерывной фазой и образуют пленочный каркас, служащий основой пены. Прочность этого каркаса и определяет основные технологические параметры и ГЖС в целом.

Структура ГЖС определяется в основном соотношением объемов газовой и жидкой фаз. Ячейки такой системы принимают шарообразную форму при 10-15-кратном увеличении объема газа по отношению к жидкости. В случае увеличения этого соотношения до десятков и сотен раз пленки в составе ГЖС утончаются и приобретают форму многогранника.

Степень аэрации является основным параметром, характеризующим состояние фаз в составе ГЖС и определяется по формуле

,                                                                 (6. 22)

где: Q_Г и Q_ж - объемные расходы газовой и жидкой фаз соответственно.

Кроме того, параметр можно назвать как объемное содержание газа (воздуха) в жидкости, определяемое по формуле:

,                                                                   (6. 23)

где: V₀ – объем газа (воздуха) на устье скважины (при атмосферном давлении Р₀);

   V_ж – объем жидкости.

При атмосферном давлении =40÷ 60 характеризует ГЖС как аэрированную жидкость, в которой газовые пузырьки находятся в непрерывной жидкой дисперсной среде. Для тех же условий значения =60÷ 300 характерны для пены, у которой жидкая фаза за счет высокого газосодержания выраждается до тонких пленок-перегородок.

Кратность пены - это параметр, который используется в зарубежной практике:

,                                                                  (6. 24)

где: V_r и V_п – объем газа и объем пены, соответственно.

Исследованиями Митчелла доказано, что при К_п=0÷ 0, 54, ГЖС ведет себя как Ньютоновская жидкость, а при К_п=0, 54÷ 0, 96, проявляет свойства пластической системы Бингама.

В отечественной практике кратность пены рекомендуется определять по формуле:

,                                                                (6. 25)

где: V_п и V_ж – объем пены и жидкости для ее получения соответственно.

При 3, 8, ГЖС считается пеной, а при < 3, 8 – это воздухо-жидкостная смесь в виде эмульсии газа в жидкости. Основной недостаток этого параметра заключается в том, что он изменяется в зависимости от свойств используемых ПАВ-пенообразователей, их концентрации в растворе и способа получения ГЖС.

Сравнение ГЖС по параметрам К_п и _п возможно только при адекватности условий, поэтому чаще всего для характеристики вида ГЖС применяют параметр  - степень аэрации.

Пенообразующая способность растворов ПАВ-пенообразователей характеризуется количеством ГЖС через объем или высоту столба, образующегося из определенного его объема раствора. Для определения такого параметра используется ряд методов: встряхивание, взбивание, продувание воздуха через раствор ПАВ, перемешивание и др. Однако, результаты измерений невозможно сравнивать из-за разных условий формирования ГЖС. Общепринятого метода определения пенообразующей способности пока не существует. По методу Росса-Майлса для определения пенообразующей способности, утвержденной международной организацией стандартизации, в соответствии с которым 500 мл водного раствора пенообразователя выливается в мерный цилиндр объемом 1000 мл, в который первоначально заливается 50 мл такого же раствора. Пенообразующая способность характеризуется высотой столба пены в цилиндре через 30 с после закрытия каппиляра.

Наиболее простым методом определения пенообразующей способности ПАВ является взбалтывание 50 мл водного раствора в стеклянном цилиндре с делениями объемом 500 мл. Величина получаемого объема пены является мерой пенообразующей способности ПАВ.

Однако основным недостатком таких методов определения пенообразующей способности ПАВ является резкое отличие условий получения пены от реальных условий формирования ГЖС с использованием различных устройств при бурении скважин.

Нами предложен и апробирован метод определения пенообразующей способности ПАВ с использованием диспергационного способа получения пены с помощью разработанной лабораторной установки (рис. 6. 12), включающей стеклянный мерный цилиндр (1) емкостью 500 см³, пеногенератор (2) с сеткой (3) с размером ячейки 1 мм, регулировочные краны (4) емкость (5), заполняемую водным раствором ПАВ с дозатором (6), лабораторный компрессор (7) и стеклянную трубку. Расход воздуха компрессора составляет 0, 05 м³/мин при давлении 0, 3 МПа.

Рис. 6. 12. Схема лабораторной установки для исследования пенообразующей способности ПАВ

Перед измерениями в емкость (5) через дозатор (6) заливается 50 мл исследуемого водного раствора ПАВ. После отстаивания в течении 3-5 мин включается компрессор и с помощью кранов (4) настраивается равномерная, без пульсаций, подача пены через стеклянную трубку (8) в мерный цилиндр (1). После подачи пены через 15-30с. берется отсчет по шкале мерного цилиндра в виде объема образовавшейся пены. По формуле (6. 25) можно найти кратность пены .

Стабильность пены является основным параметром, характеризующим применимость той или иной ее композиции для выполнения технологических функций при бурении скважин. Получение пен с максимальной стабильностью ограничивается тем обстоятельством, что выходящая из скважины пена должна эффективно разрушаться для извлечения из ее состава частиц бурового шлама и повторного использования по замкнутому циклу с целью исключения загрязнения окружающей природной среды. Кроме того, при остановке циркуляции более стабильная пена не дает оседать на забой частицам бурового шлама, предотвращая осложнения в скважине.

Стабильность пены зависит от следующих факторов:

- вида и концентрации ПАВ-пенообразователя;

- температуры;

- жесткости воды;

- наличия в составе водного раствора ПАВ реагентов-табилизаторов.

Стабильность пены принято оценивать на основе изменения объема ее по времени. Анализ большого количества кривых разрушения ГЖС применительно к конкретным видам ПАВ-пенообразователей, их содержания в составе водного раствора, минерализации исходной воды, количества и вида реагентов-стабилизаторов позволяет для конкретных условий бурения скважин подобрать рациональные их рецептуры для наиболее эффективного выполнения или основных технологических функций.

С целью проведения таких исследований необходимо использовать кривые разрушения ГЖС в виде нисходящих кривых (рис. 6. 13). Такие кривые строятся на основе наблюдений за изменением объема полученной пены различного компонентного состава через 0, 5; 1, 0; 5; 10; 15; 20; 25 и 30 мин.

На рис. 6. 14 показан образец получаемой кривой разрушения ГЖС во времени.

      V_П, см³   

         V_О

          V₁

                                                                                            Рис. 6. 14. Общий вид кривой разрушения

                                                                                             объема ГЖС (V_п) во времени (t)

          V_t

          V₂

                                                                               t, мин  

                                      t₁ t  t₂

На рис. 6. 14 видно, что кривая разрушения ГЖС состоит из трех участков:

первый участок, который характеризуется постоянным или медленно уменьшающимся объемом ГЖС-V₀;

второй участок характеризуется изменением объема ГЖС от V до V₂ за время от t, до t₂;

третий участок характеризуется постепенно приближающимися к минимальному объему ГЖС, практически равному объему пенообразующего раствора (50 мл).

Практически прямолинейный участок на кривой разрушения ГЖС можно характеризовать крутизной

, см³/мин                                              (6. 26)

В какой то отрезок времени t объем ГЖС будет описываться уравнением

V_t=V₀- (t-t₁)                                                          (6. 27)

Или подставив вместо  (6. 26) получим

,                                       (6. 28)

Кратность пены в момент времени t составит

,                                                                 (6. 29)

где V_ж – объем водного раствора ПАВ, пошедшего на образование ГЖС.

Тогда подставив (6. 28) в (6. 29), получим

,                                           (6. 30)

где К₀=  - кратность ГЖС в первоначальный период времени (до 0, 5 мин).

Параметры  и V₀ определяются по графику кривой разрушения.

Если ввести обозначение параметра интенсивности разрушения пены в виде:

, мин^-1                                                       (6. 31)

то условие (6. 30) запишется в виде

К_t=К₀[1- _р(t-t₁)],                                                     (6. 32)

Таким образом с использованием выражения (6. 32) можно определить важнейший параметр ГЖС – кратность (К_t) в любой отрезок времени (t).

Для выполнения условия сохранения основных технологических функций потоком ГЖС, необходимо задаться ее конкретным значением кратности К_t. В этом случае можно расчетным путем определить время, в течение которого рассматриваемая ГЖС будет обладать достаточными технологическими свойствами. Так, приняв К_t=10, решив уравнения (6. 32) относительно t, определим время существования наиболее высоких технологических свойств ГЖС конкретной рецептуры

t= , мин                                                         (6. 33)

Такой параметр, значения которого находятся по формуле (6. 33), является комплексным, так как учитывает исходную пенообразующую способность (К₀), параметр интенсивности разрушения ( _р) и время, за которое ГЖС практически не изменяет свой объем (t₁).

На основе анализа кривых разрушения ГЖС были рассчитаны значения критерия t, применительно к конкретному ее составу. Такие составы газожидкостных смесей охватывают широкий диапазон геолого-технических условий бурения скважин от относительно устойчивых горных пород, до бурения в условиях высокой минерализации пластовых вод, растворимых соленосных толщ и многолетнемерзлых отложений. Для этих условий бурения можно рекомендовать ГЖС, составы которых приведены в табл. 6. 14, применительно к которым рассчитаны значения параметра t.

Используя данные, приведенные в табл. 6. 14 можно для конкретных условий: глубина скважин, способ бурения (размер частиц бурового шлама) свойства горных пород (устойчивость, содержание глинистых отложений, минерализация, наличие многолетнемерзлых пород) выбрать конкретный состав ГЖС с определенным значением параметра t.

Например, для относительно устойчивых пород и небольшой глубине скважины можно рекомендовать составы ГЖС на основе сульфонола (до 0, 5%) при t до 13 мин. В случае увеличения глубины бурения в тех же породах необходимо рекомендовать составы ГЖС на основе пенола-1 (до 0, 5%), что обеспечивает значения t до 20 мин с более высокими выносящими свойствами и стабильностью. При бурении в условиях возможной минерализации пород, пластовых вод и наличия многолетнемерзлых пород рекомендуются ГЖС, в составе которых есть полимеры (ГИПАН, КМЦ), электролиты

Таблица 6. 14. Расчетные значения критерия рационального состава ГЖС – параметра t

(КСl) при значении t от 28 до 131 мин. Во всех вышеперечисленных случаях предусматривается, что кратность пены К_t=10.

Плотность ГЖС является важным технологическим параметром, обеспечивающим вскрытие водоносных горизонтов и флюидосодержащих пластов, обладающих низким пластовым давлением. Применение ГЖС в таких случаях обеспечивает сохранение проницаемости этих коллекторов в их естественном состоянии. Кроме того использование ГЖС с определенной их плотностью позволяет устранить ряд осложнений при бурении: поглощение промывочной жидкости и гидроразрыв горных пород.

Уравнение баланса масс для ГЖС, находящейся при атмосферном давлении Р₀ может быть записано в виде

,                                     (6. 34)

где М_Ж и М_Г – масса жидкости и газа соответственно;

    - объемное содержание газа (воздуха) в составе ГЖС, на устье скважины при Р₀;

,                                                                   (6. 35)

где V₀ – объем воздуха (газа) в составе ГЖС при давлении Р₀;

   V_см – объем ГЖС при давлении Р₀.

Если  и , то из уравнения (6. 34) можно получить зависимость для нахождения плотности смеси на поверхности

                                        (6. 36)

Но при заполнении скважины смесью, статическое давление на забое будет иметь величину, большую, нежели атмосферное. Поэтому пузырьки газа, которыми произошло насыщение водного раствора (жидкости) на поверхности, будут сжиматься, что приведет к уменьшению их размера, величины объемного содержания газа ( ), степени аэрации  по формуле (6. 22) и, как следствие, плотности ГЖС. Задача об изменении плотности ГЖС по глубине впервые решена Шищенко Р. И., Есьманом Б. И., а в последствии уточнена на кафедре разведочного бурения МГРИ-МГГРУ (Боголюбский К. А., Пенкевич С. В. и др. )

Положив, что объем смеси при атмосферном давлении равен

                                               (6. 37)

Тогда по аналогии объем той же ГЖС на глубине будет равен

,                                               (6. 38)

но .

Уравнение баланса масс для рассматриваемой ГЖС запишем в виде

,                                                                  (6. 39)

Решив уравнение (6. 39) относительно , получим

,                                         (6. 40)

Положив, что из-за малого значения плотности газообразной фазы  в составе ГЖС , формула (6. 40) принимает вид

,                                              (6. 41)

Таким образом, при определении значения плотности ГЖС на глубине при давлении Р необходимо учитывать изменение объемного содержания газа , умножив его на отношение .

Давление столба ГЖС в скважине на забое. В соответствии с уравнением (6. 41) плотность ГЖС  является переменной по глубине и зависит от величины давления Р в рассматриваемом интервале. В реальной скважине на глубине Н в ГЖС при давлении Р будет содержаться газообразная среда в количестве  и (1- ) исходной жидкости, на основе которой получена с помощью поверхностного оборудования ГЖС. Задача состоит в отыскании уравнения, в соответствии с которым можно найти величину давления в любом интервале скважины при переменном значении .

Исходное дифференциальное уравнение:

                                         (6. 42)

Подставив в (6. 42) значение  по формуле (6. 41) было составлено уравнение для интегрирования его обеих частей в виде

                   (6. 43)

Решение этого уравнения равно

,                        (6. 44)

В этом уравнении

Р-Р₀=Р_{r. ст.}                                                                  (6. 45)

где Р_{r. ст} – статическое давление ГЖС, рассматриваемой на глубине Н.

Поэтому давление на рассматриваемой глубине будет составлять

Р=Р₀+ ,                                (6. 46)

Пользоваться уравнением (6. 46) для инженерных расчетов можно методом подбора при конкретных значениях ρ _ж, φ величины давления Р для определенного значения глубины скважины Н. Однако это не совсем удобно.

При решении конкретных задач при вскрытии продуктивных залежей с низким пластовым давлением нефти, газа, нефтегазовых отложений, водоносных горизонтов величина давления Р должна регламентироваться для исключения кольматации продуктивных горизонтов и сохранения их проницаемости для последующей эффективной эксплуатации. В этом случае принимается Р=Р_пл=Р_см, где Р_пл – пластовое давление флюида или давление ГЖС на глубине.

В этом случае в уравнение (6. 46) подставляем Р=Р_см и решаем его для нахождения величины необходимого объемного содержания газа в ГЖС, имеющей на глубине Н давление Р_см. Решение получено в виде

                           (6. 47)

Величину объемного содержания газа можно представить в виде

,                                                          (6. 48)

где Q_r и Q_ж – объемный расход газообразной фазы и жидкости (водного раствора);

из формулы (6. 48) получаем

                                                      (6. 49)

Подставив в формулу (6. 22) значение по (6. 49), получаем

                                                                (6. 50)

Поэтому уравнение (6. 46) можно записать, подставив вместо , в виде

,                                  (6. 51)

Решив уравнение (6. 51) относительно , тоже приняв, что Р=Р_см, можно определить необходимую величину степени аэрации приготавливаемой на поверхности ГЖС для обеспечения вскрытия продуктивных пластов при указанном выше равенстве давлений

,                                           (6. 52)

Полученные выше зависимости можно использовать для решения задач, например, при выборе плотности и других параметров ГЖС для вскрытия водоносного горизонта, вскрытого на глубине Н со статическим уравнем h пластовой жидкости плотностью . В этом случае пластовое давление водоносного горизонта можно найти по формуле

, Па                                            (6. 53)

если ρ _р в кг/м³, g=9, 81 м/с², Н и h в м.

Далее, приняв конкретный вид ПАВ-пенообразователя и компонентный состав водного раствора для получения ГЖС по табл. 6. 14, можно рассчитать по формуле (6. 47) необходимую величину объемного содержания газообразной фазы φ в ее составе, приняв конкретное значение ρ _ж – водного раствора, и Р_см=Р_пл.

По формуле (6. 36) рассчитаем величину плотности при атмосферном давлении  и ρ, а по формуле (6. 41) при давлении Р_см на глубине Н - величину .

Для получения ГЖС с такими параметрами необходимую величину степени аэрации находим по формуле (6. 51).

При фиксированном значении объемного расхода жидкости находим объемный расход сжатого воздуха, подаваемого компрессором

                                                         (6. 54)

Таким образом, с использованием оборудования на поверхности по техническим схемам (рис. 6. 10, а, б) приготавливаются ГЖС с выбранной рецептурой и составом водного раствора при необходимой степени аэрации , обеспечиваемой объемными расходами водного раствора (Q_ж) и газообразной фазы (Q_Г). Этим мы гарантируем эффективное вскрытие водоносного горизонта без его кольматации и сохранение проницаемости для эксплуатации.

При проектировании технологии бурения с использованием ГЖС часто необходимо проводить анализ состава этих смесей и их плотности, как основного параметра, обеспечивающего эффективное вскрытие низкодебитных и малонапорных продуктивных горизонтов. В этом случае такой анализ проводится путем сравнения необходимых значений плотности ГЖС у устья (при давлении Р₀) по формуле (6. 36) и на глубине Н (при давлении Р=Р_см) по формуле (6. 41). Целесообразно также рассчитывать величину средней по стволу скважины плотности ГЖС.

Если положить, что

,                                                 (6. 55)

то из этой формулы (6. 55) средняя плотность ГЖС будет описываться зависимостью

                                                       (6. 56)

Проведя подстановку величины Р по формуле (6. 46) с учетом того, что , придем к уравнению вида

                                         (6. 57)