AKADEMIA GÓRNICZO-HUTNICZA im. St. STASZICA

WYDZIAŁ WIERTNICTWA, NAFTY I GAZU

Dowiercanie i opróbowanie złóż węglowodorów

Prof. dr hab. inż. Stanisław DUBIEL

Dowiercanie i opróbowanie złóż węglowodorów

1.Zadania realizowane podczas dowiercania złóż węglowodorów

Dowiercanie złóż węglowodorów realizuje się otworami wiertniczymi, które w strefie złożowej mają średnicę wynoszącą zwykle od 216 do 311 mm. Otwory te, zwane ogólnie naftowymi, wykonuje się metodą obrotową, stołową lub przy użyciu hydraulicznego silnika wgłębnego, z zastosowaniem płuczki wiertniczej. Mogą być one wykonywane jako pionowe lub kierunkowe (najczęściej z wydłużonymi odcinkami poziomymi w strefie złożowej).Głębokość pionowych otworów naftowych wynosi od kilkaset metrów do kilku kilometrów, a długość odcinków poziomych w otworach kierunkowych wynosi obecnie nawet ponad 1000 m.

Proces dowiercania złóż węglowodorów związany jest z dużym ryzykiem wystąpienia licznych zagrożeń dla załogi oraz środowiska naturalnego. Zagrożenia dla ludzi mogą mieć postać urazów mechanicznych, zatruć chemicznych, oparzeń, a także porażenia prądem, uduszeń itd. Zagrożenia dla środowiska naturalnego mogą mieć również różne formy i zakresy oddziaływań. Środowisko gruntowo-wodne oraz cieki wodne narażone są na zanieczyszczenia ropopochodnymi, metalami ciężkimi, solankami, substancjami toksycznymi i innymi związkami szkodliwymi dla życia roślin i zwierząt[7].

W trakcie dowiercania złóż węglowodorów realizuje się następujące zadania podstawowe[ 5]:

1. Zachowanie bezpieczeństwa prac dla załogi, środowiska naturalnego oraz sprzętu technicznego.

2. Ochrona pierwotnej przepuszczalności skał zbiornikowych oraz zasobów węglowodorów.

3. Uzyskiwanie i przetwarzanie informacji o parametrach złożowych.

Zadanie pierwsze realizuje się głównie poprzez kontrolę wielkości ciśnienia dennego oraz dobór przeciw erupcyjnego wyposażenia wylotu otworu. Wymaga to również doboru parametrów reologicznych płuczki wiertniczej, bieżącej analizy wyników wiercenia oraz prędkości ruchu rurami w otworze wiertniczym. Duże znaczenie w zakresie bezpieczeństwa prac ma umiejętność zapobiegania awariom i komplikacjom wiertniczym, a zwłaszcza erupcjom węglowodorów[2-6,8].

Zadanie drugie obejmuje przede wszystkim dobór rodzaju oraz parametrów technologicznych płuczki wiertniczej oraz odpowiednich dodatków specjalnych (np. blokatorów). Ponadto, w tym przypadku istotna jest kontrola wielkości zmian na spodzie otworu wiertniczego hydrodynamicznego ciśnienia słupa płuczki, w poszczególnych etapach prac wiertniczych. Nadmierny wzrost tego ciśnienia może doprowadzić do hydraulicznego szczelinowania skał zbiornikowych i ucieczki płuczki wiertniczej w te skały[5,6 ].

Zadanie trzecie realizowane jest tak w nieorurowanej jak też orurowanej strefie złożowej. Informacje o parametrach złożowych uzyskuje się na podstawie wyników pomiarów aparaturą kontrolno-pomiarową w postaci laboratorium polowego (np. firmy Drill-Lab) oraz wyników badań rurowym próbnikiem złoża [9,10 ].

2. Bezpieczeństwo prac podczas dowiercania złóż węglowodorów

Podstawowe warunki bezpieczeństwa podczas dowiercania złóż węglowodorów oparte są o

relację między ciśnieniem słupa płuczki w otworze wiertniczym, a ciśnieniem złożowym. Na tej podstawie rozróżnia się dowiercanie złóż węglowodorów w warunkach [1,5 ] :

1. podciśnienia (depresji ciśnienia) i wówczas tak statyczne jak i dynamiczne ciśnienie słupa płuczki w otworze jest mniejsze od ciśnienia złożowego

p_dsြp_z oraz p_ddြp_z (1)

gdzie:

p_z - ciśnienie złożowe, Pa;

p_ds , p_dd - ciśnienie hydrodynamiczne słupa płuczki w otworze odpowiednio w warunkach statycznych i dynamicznych:

p_ds=p_h ; (2)

p_h= ၧ_pთH; (3)

p_dd= p_h+p_oh+p_dł (4)

gdzie:

p_h- ciśnienie hydrostatyczne słupa płuczki w otworze wiertniczym, Pa;

p_oh- ciśnienie potrzebne na pokonanie oporów hydraulicznych przepływu płuczki w przestrzeni pierścieniowej otworu wiertniczego podczas jej prawego obiegu, Pa;

Wartość ciśnienia p_oh można obliczyć ze wzoru:

p_oh = (λ·v²_p ·ρ_p·H) / {2· (D₀ - d_z)} (5)

λ - współczynnik oporów hydraulicznych, bezwymiarowy;

v_p - prędkość przepływu płuczki w przestrzeni pierścieniowej otworu, m/s;

ρ_p -gęstość płuczki wiertniczej, kg/m³;

D₀ - średnica otworu wiertniczego, m;

d_z -średnica zewnętrzna przewodu wiertniczego, m;

p_dł- ciśnienie dławienia wypływu płuczki na wylocie otworu wiertniczego, Pa;

ၧ_p - ciężar właściwy płuczki, N/m³;

H- głębokość otworu wiertniczego, m.

2. równowagi ciśnienia hydrodynamicznego słupa płuczki w otworze i złożowego (na granicy erupcji wstępnej)

p_dd၀p_z oraz p_dsြp_z (6)

3. nadciśnienia (represji ciśnienia) w otworze wiertniczym

p_dsှp_z oraz p_dd>p_z (7)

W przypadku a) możliwy jest ciągły dopływ węglowodorów do otworu wiertniczego i mieszanie się z płuczką oraz wypływ tej mieszaniny na powierzchnię. Toteż wymagana jest przy tym hermetyzacja wylotu otworu głowicą obrotową oraz oddzielenie węglowodorów od płuczki przy użyciu specjalnego separatora. Należy zauważyć, że nagazowanie płuczki gazem ziemnym jest raczej zjawiskiem nie korzystnym ze względu na możliwość tworzenia się poduszek gazowych, natomiast zawartość ropy w płuczce jest zjawiskiem zdecydowanie korzystnym, gdyż zwiększa jej właściwości smarne płuczki powodując zmniejszenie sił tarcia i oporów hydraulicznych jej przepływu. Dowiercanie z podciśnieniem zalecane jest w przypadku złóż ropy naftowej o dobrze rozpoznanych warunkach złożowych oraz o niskim gradiencie ciśnienia złożowego ( G_z ြ0,01 MPa/m). Dużą zaletą tej metody jest dobra ochrona przed uszkodzeniem przepuszczalności skał zbiornikowych w strefie przyotworowej, a także osiąganie znacznie większej mechanicznej prędkości wiercenia niż w przypadku c). Wadą jest w tym przypadku większe zagrożenie pożarowe.

W przypadku b), z powodu dużego ryzyka wystąpienia erupcji węglowodorów, wymagana jest pełna kontrola procesu wiercenia aparaturą kontrolno-pomiarową oraz hermetyzacja wylotu otworu wiertniczego głowicą obrotową. Szczególną ostrożność należy zachować podczas operacji dźwigowych przewodem wiertniczym oraz w czasie koniecznego wstrzymywania krążenia płuczki w otworze wiertniczym. Zaleca się stosowanie takiego dowiercania w przypadkach złóż o częściowo rozpoznanych warunkach złożowych, charakteryzujących się stosunkowo małą wydajnością. Możliwa jest w tych warunkach znaczna ochrona pierwotnej przepuszczalności skał zbiornikowych przed uszkodzeniem przez fazę stałą z płuczki oraz filtrat płuczkowy, a także duża wiarygodność wskazań aparatury kontrolno-pomiarowej i wyników badań rurowym próbnikiem złoża. Również w tych warunkach uzyskuje się większą mechaniczną prędkość wiercenia niż w przypadku c).

Przypadek c) jest powszechnie stosowany podczas poszukiwania złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, gdyż umożliwia on uzyskanie znacznego bezpieczeństwa prac wiertniczych, przy stosowaniu nawet standardowych rozwiązań technicznych oraz w przypadkach występowania anomalnie wysokiego gradientu ciśnienia złożowego(G_z> 0,013 MPa/m). W tym przypadku, szczególną uwagę zwraca się na dobór rodzaju oraz parametrów technologicznych płuczki wiertniczej. Takie dowiercanie ma następujące wady:

• występujące często duże uszkodzenie przepuszczalności skał zbiornikowych w znacznej odległości od ściany otworu, na skutek wnikania w nie cząstek stałych z płuczki, a zwłaszcza filtratu z płuczki;

• mała wiarygodność wskazań aparatury kontrolno-pomiarowej oraz wyników badań rurowym próbnikiem złoża;

• znacznie mniejsza mechaniczna prędkość wiercenia w porównaniu do poprzednich przypadków;

• większy koszt technologii płuczkowych;

• duże ryzyko hydraulicznego szczelinowania skał, zwłaszcza podczas zapuszczania do otworu przewodu wiertniczego lub rur okładzinowych i związane z tym bardzo duże niebezpieczeństwo ucieczki płuczki;

• konieczność stosowania bardziej skomplikowanego i droższego schematu orurowania otworu wiertniczego niż w poprzednich przypadkach, w celu zapobiegania erupcjom poza rurowym.

Bezpieczeństwo prac wiertniczych i eksploatacyjnych na złożach węglowodorów ma bardzo mocne oparcie w przepisach prawnych[12-14,16]. Ustawa [16] daje delegacje dla poszczególnych ministrów do określenia rozporządzeń dotyczących profilaktyki przeciw erupcyjnej (art.78. 1.).

3. Zagrożenia wynikające z efektu tłokowania rurami w otworze

Wartość ciśnienia dynamicznego słupa płuczki w otworze wiertniczym, działającego na ścianę otworu i złoże, a także występującego wewnątrz kolumny rur (rury okładzinowe, przewód wiertniczy, rury wydobywcze) w czasie operacji dźwigowych kolumną, ulega znacznym zmianom. Zmiany te naruszają stabilność skał w strefie przyotworowej i stwarzają niebezpieczeństwo powstawania rozwałów skał, szczelinowania skał i erupcji płynu złożowego lub nadmiernej filtracji płuczki w skały zbiornikowe, a także zgniecenia kolumn rur. . Wartość ciśnienia dynamicznego słupa płuczki na dnie otworu wiertniczego p_dd podczas operacji zapuszczania i wyciągania przewodu można wyrazić ogólnym wzorem[6 ]:

p_dd = p_h ±Δp_h (8)

gdzie:

p_dd - ciśnienie dynamiczne słupa płuczki w otworze, Pa, (w przypadku zapuszczania przewodu : p_dd = p_dz, a w przypadku wyciągania przewodu : p_dd= p_dw)

Δp_h - przyrost ciśnienia hydrostatycznego słupa płuczki w otworze, Pa.

Dodatnie przyrosty ciśnienia odnoszą się do przypadku zapuszczania przewodu ( oznaczane jako ၄p_hz), natomiast ujemne przyrosty ciśnienia odnoszą do przypadku wyciągania przewodu (oznaczane przez ၄p_hw). Zmniejszenie ciśnienia dennego podczas wyciągania przewodu, może stać się przyczyną nie zamierzonego przypływu do otworu gazu, ropy lub wody z udostępnionych warstw zbiornikowych. Zachodzi wówczas nierówność:

p_dd< p_z (9)

Objawy przypływu płynu złożowego do otworu spowodowane zmniejszeniem przeciwciśnienia na złoże można zaobserwować bezpośrednio w czasie wyciągania rur wiertniczych. Wtedy poziom płuczki w otworze obniża się w mniejszym zakresie niż to wynikałoby z obliczeń. W przypadku silnego przypływu płynu złożowego do otworu, można zaobserwować na zbiornikach roboczych nagły wypływ płuczki lub nawet wyrzucenie jej z przewodu wiertniczego. Przy zmniejszeniu wartości tego ciśnienia mogą również nastąpić intensywne rozwały skał prowadzące do przychwycenia przewodu wiertniczego

Ciśnienie denne wzrasta także przy zapuszczaniu, płukaniu i cementowaniu kolumn rur okładzinowych, szczególnie w przypadkach małych prześwitów pomiędzy kolumnami rur okładzinowych i ścianą otworu. Podczas dowiercania złóż węglowodorów dość często realizuje się rdzeniowanie oraz opróbowywanie skał zbiornikowych rurowymi próbnikami złoża. Wykonywanie operacji dźwigowych przewodem podczas tych zabiegów może powodować bardzo duże zmiany ciśnienia dennego.

Wartość ciśnienia dynamicznego słupa płuczki w otworze wiertniczym może przekroczyć wartość ciśnienia szczelinowania hydraulicznego skał i spowodować ucieczkę płuczki. Zachodzi wówczas nierówność:

p_dd > p_sz (10)

Wartości ciśnienia hydraulicznego szczelinowania skał obliczyć można wzorem Eatona[5]:

, Pa (11)

gdzie:

p_sz - ciśnienie hydraulicznego szczelinowania skał, Pa,

p_g - ciśnienie górotworu, Pa,

ၮ - liczba Poissona.

W celu bezpiecznego dowiercania złóż węglowodorów konieczne jest więc spełnienie następującego warunku:

p_z< p_dd< p_sz (12)

Dlatego przy rozwiązywaniu zagadnień związanych z zapobieganiem komplikacjom spowodowanym zmianami ciśnienia płuczki w procesie wiercenia otworów, należy określić krytyczne wartości gradientów ciśnienia złożowego oraz szczelinowania skał, przy których może nastąpić erupcja płynu złożowego lub hydrauliczne szczelinowanie skał.

Rozporządzenie Ministra Gospodarki [23] w sprawie BHP, prowadzenia ruchu oraz specjalistycznego zabezpieczenia przeciwpożarowego w zakładach górniczych wydobywających kopaliny otworami wiertniczymi, zobowiązuje do doboru prędkości wyciągania i zapuszczania przewodu wiertniczego oraz lepkości plastycznej płuczki w taki sposób, aby ograniczyć efekt tłokowania. Szczególna ostrożność powinna być zachowana w przypadku zaniku płuczki i przypływu płynu złożowego do otworu. Wyciągając przewód wiertniczy należy dopełniać otwór wiertniczy płuczką o parametrach takich jak podczas wiercenia w sposób ciągły kontrolując jego skuteczność(rozdz.2 § 53).Zjawisko tłokowania rurami w otworach naftowych opisano szczegółowo w pracach[1,5,6].

Przykładowego obliczenia maksymalnej prędkości wyciągania przewodu z zamkniętym dolnym końcem w warunkach występowania przepływu burzliwego( tab.3) dokonano na podstawie poniższego wzoru [1]:

 
m/s (13)

 

gdzie

A - współczynnik uwzględniający geometrię przestrzeni pierścieniowej otworu. Wartość
tego bezwymiarowego współczynnika określa się wykorzystując tabelę 2,

Δp_h - przyrost ciśnienia hydrostatycznego płuczki w czasie wiercenia lub zapuszczania przewodu, MPa/1000 m,

η - lepkość plastyczna płuczki, Pa·s,

ρ - gęstość płuczki, kg/m³.

 

Tabela 2 - Współczynnik A zależny od wymiarów przewodu wiertniczego i otworu[ 1]

Średnica otworu, m, cal	0,159, 6,25″	0,216, 8,5″	0,254, 10″	0,311, 12,25″
Średnica przewodu, m, cal
0,089, 3,5″	17,95	44,62	53,51	-
0,1143, 4,5″	-	23,93	43,46	-
0,127, 5″	-	20,12	33,79	60,36

 

Wyniki obliczeń zalecanej maksymalnej prędkości wyciągania przewodu dla dwóch wartości przyrostu ciśnienia hydrostatycznego płuczki w otworze przedstawiono w tabeli 3. W obliczeniach tych wykorzystano współczynnik A, który odnosi się do wymiarów typowego przewodu o danej średnicy, typowego dolnego zestawu przewodu BHA (ang. botom hole assembly) oraz lepkości plastycznej płuczki η = 0.018 Pa·s [ 1].

 

Tabela 3 - Prędkość maksymalna w [m/s] wyciągania przewodu o średnicy 0,089 m (3 1/2″),
0,1143 m (4 ½″) i 0,127 m (5″) [1 ]

Średnica otworu, m		0,159			0,216			0,254			0,311
Gęstość płuczki, kg/m^3		1200	1400	1600	1200	1400	1600	1200	1400	1600	1200	1400	1600
Średnica przewodu, m	Przyrost ciśnienia, Δph MPa/ 1000 m
0,089	0,5	0,82	0,76	0,72	2,04	1,89	1,79	2,44	2,27	2,15	-	-		-
		1,0	1,20	1,12	1,05	2,98	2,78	2,63	3,58	3,34	3,13	-	-		-
	0,1143	0,5	-	-	-	1,09	1,02	0,96	1,98	1,85	1,74	-	-		-
		1,0	-	-	-	1,60	1,49	1,41	2,91	2,71	2,56	-	-		-
	0,127	0,5	-	-	-	0,91	0,85	0,80	1,53	1,43	1,35	2,74	2,56		2,41
		1,0	-	-	-	1,34	1,25	1,18	2,26	2,11	1,98	4,03	3,76		3,55

4. Zagrożenie erupcyjne i siarkowodorowe

W wyniku wyboru błędnej technologii dowiercania złóż węglowodorów istnieje duże ryzyko wystąpienia takich awarii wiertniczych jak: otwarte lub poza rurowe erupcje węglowodorów, ucieczki płuczki wiertniczej, przychwycenia przewodu wiertniczego oraz uszkodzenia rur okładzinowych. Awarie wiertnicze stanowią często ogromne zagrożenie dla życia ludzi i środowiska naturalnego oraz bardzo duże straty finansowe, a także niekiedy straty zasobów węglowodorów. Zagrożenia te są szczególnie realne, gdy złoża węglowodorów zawierają gazy kwaśne, tj. siarkowodór (H₂S) oraz dwutlenek węgla (CO₂) i charakteryzują się anomalnie wysokim gradientem ciśnienia złożowego(G_z> 0,013 MPa/m).

Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji (SWIA) [12] określa (rozdz.1) kryteria występowania w zakładach górniczych zagrożeń naturalnych: erupcyjnego i siarkowodorowego (§1), a także dokonuje zaliczenia otworów wiertniczych przy wierceniach i eksploatacji złóż węglowodorów do poszczególnych klas zagrożenia erupcyjnego oraz do poszczególnych kategorii zagrożenia siarkowodorowego (§ 4). Ponadto, w rozdziale 7 tego rozporządzenia ustalono dla tych otworów dwie klasy zagrożenia erupcyjnego(§ 34) oraz cztery kategorie zagrożenia siarkowodorowego(§ 35).Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie ratownictwa górniczego[13], podaje zakresy akcji ratowniczych oraz prac profilaktycznych dotyczących wcześniej wymienionych zagrożeń( rozdz.4. § 88). Identyfikowanie zagrożenia erupcyjnego oraz podejmowanie decyzji technologicznych w tym zakresie omówiono w pracach[3,4].

Na podstawie Ustawy [16] oraz Rozporządzenia Ministra SWIA [12], przedsiębiorca (w ramach wymogów koncesyjnych) sporządza plan ruchu zakładu górniczego wydobywającego kopaliny ciekłe lub gazowe otworami wiertniczymi, w którym powinny być między innymi uwzględnione następujące elementy bezpieczeństwa: opis występujących zagrożeń naturalnych oraz zagrożenia ze strony wód opadowych; zaliczenie otworu wiertniczego do odpowiedniej kategorii zagrożenia siarkowodorowego; charakterystyka zagrożenia pożarowego; opis stref pożarowych i stref zagrożenia wybuchem oraz miejsc i pomieszczeń zagrożonych powstaniem atmosfery niezdatnej do oddychania, z załączeniem odpowiedniej mapy tych zagrożeń w skali nie mniejszej niż 1:25000, z uwidocznieniem:

- granic obszaru i terenu górniczego oraz terenu zakładu górniczego,

- granic udokumentowania złoża,

- lokalizacji odwiertów,

- stref zagrożenia wybuchem i pożarowego.

W Rozporządzeniu Ministra SWIA [11] zdefiniowano m.in.:

• zagrożenie erupcyjne - rozumie się przez to możliwość wystąpienia zagrożenia wywołanego erupcją wiertniczą rozumianą jako przypływ płynu złożowego do otworu wiertniczego spowodowany naruszeniem równowagi między ciśnieniem złożowym a ciśnieniem dennym,

• anomalnie duże zagrożenie erupcyjne występujące w otworach wiertniczych - rozumie się przez to sytuację, gdy w nieorurowanej części otworu zalegają poziomy o ciśnieniu złożowym bliskim wartości ciśnienia hydraulicznego szczelinowania innych skał odkrytych bądź gdy gradient ciśnienia złożowego jest większy od 0,13 MPa / 10 m,

• erupcja otwarta - rozumie się przez to niekontrolowany wypływ płynu złożowego na powierzchnię w wyniku uszkodzenia urządzeń zabezpieczających wylot otworu wiertniczego,

• zagrożenie siarkowodorowe - rozumie się przez to możliwość powstania zagrożenia w wyniku wypływu płynu złożowego, zawierającego siarkowodór, podczas erupcji otwartej z otworów w czasie wiercenia lub wydobywania kopalin płynnych, stwarzającego niebezpieczeństwo dla ruchu zakładu górniczego, jego pracowników i okolicznej ludności,

• dwie klasy zagrożenia erupcyjnego przy wierceniach i eksploatacji złóż ropy naftowej lub gazu ziemnego:

- do klasy A zagrożenia erupcyjnego zalicza się otwory wiertnicze i odwierty o anormalnie dużym zagrożeniu erupcyjnym oraz otwory wiercone w rejonach nierozpoznanych geologicznie i nieznanej charakterystyce złożowej,

- do klasy B zagrożenia erupcyjnego zalicza się otwory wiertnicze i odwierty w rejonach o znanej budowie geologicznej i znanej charakterystyce złożowej, gdy gradient ciśnienia złożowego nie przekracza 0,13 MPa/10 m,

• cztery kategorie zagrożenia siarkowodorowego dla otworów w wierceniu oraz odwiertów na złożach ropy naftowej lub gazu ziemnego (odnoszą się oczywiście do otworów i odwiertów w rejonach o znanej wydajności i koncentracji H₂S):

- do pierwszej kategorii zalicza się te otwory i odwierty, z których możliwy wypływ siarkowodoru jest większy od 120 m³/min,

- do drugiej kategorii zalicza się te otwory i odwierty, z których możliwy wypływ siarkowodoru przekracza 18 m³/min, lecz nie jest większy niż 120 m³/min,

- do trzeciej kategorii zalicza się te otwory i odwierty, z których możliwy wypływ siarkowodoru przekracza 6 m³/min, lecz nie jest większy niż 18 m³/min,

- do czwartej kategorii zalicza się te otwory i odwierty, przy których istnieje możliwość wystąpienia zagrożenia toksycznego siarkowodorem o stężeniu powyżej 7 ppm, a maksymalny możliwy wypływ siarkowodoru nie przekracza 6 m³/min.

• zasady ustalania kategorii zagrożenia siarkowodorowego:

- dla otworów będących w wierceniu oraz dla odwiertów eksploatujących płyn złożowy przez rurki wydobywcze, powinna być przyjęta największa możliwa wydajność wypływu siarkowodoru wydobywającego się z otworu przez ostatnią kolumnę rur okładzinowych podczas erupcji otwartej, przy przeciwciśnieniu na wylocie otworu równym ciśnieniu atmosferycznemu,

• w rejonach nierozpoznanych, przy wierceniu otworów poszukiwawczych, wypływ siarkowodoru powinien być określony szacunkowo dla danej struktury geologicznej, zaś po opróbowaniu pierwszego odwierconego otworu na danej strukturze, ustalenia szacunkowe powinny zostać skorygowane.

Liczba i rodzaj głowic przeciw erupcyjnych (prewenterów) zamontowanych na otworze wiertniczym zależy do klasy zagrożenia erupcyjnego i kategorii zagrożenia siarkowodorowego (tab.1). Siarkowodór jest częstym składnikiem złóż węglowodorów. Występuje on w takich poziomach perspektywicznych jak: węglanowe utwory cechsztynu, cenoman dolnej kredy, malm, trias, karbon, miocen. Podczas prac na otwartym złożu, stanowi on spore zagrożenie dla pracującej załogi i dla środowiska naturalnego poprzez swoje właściwości. Jest to palny, bezbarwny, silnie toksyczny gaz. Jego wzór chemiczny to H₂S. Jest on cięższy od powietrza, względem którego gęstość wynosi 1,19 i tworzy z nim mieszaniny wybuchowe. Klasa temperaturowa T3, grupa wybuchowości IIB, granice wybuchowości są zawarte w przedziale: DGW - 4,3% objętości, GGW - 45% objętości, temperatura samozapłonu 260ႰC, a jego stężenie stechiometryczne wynosi 12,28% (objętościowo). Siarkowodór jest silnym reduktorem, który paląc się rozpoznawany jest po niebieskim płomieniu, zaś produktami spalania są również silnie toksyczny dwutlenek siarki i woda. Wybuchowo lub też gwałtownie reaguje z utleniaczami: kwasem azotowym, tlenkami azotu (w środowisku wilgotnym), tlenkami metali, chlorem, fluorem, nadtlenkiem wodoru, kwasem podchlorowym, podchlorynami, dwufluorkiem tlenu, tlenkiem dwuchloru, trójfluorkiem chloru, fluorkiem perchrorylu, pięciofluorkiem bromu.

Strefa zagrożenia wybuchem to przestrzeń, w której występuje mieszanina wybuchowa lub, w której przewiduje się jej występowanie, co powoduje konieczność zastosowania urządzeń (w szczególności elektrycznych) o budowie przeciwwybuchowej. W normalnych warunkach wiercenia otworów metodą obrotową z zastosowaniem płuczki o gęstości zapewniającej naddatek ciśnienia hydrostatycznego nad złożowym (około 0,5 ÷ 1,0 MPa na 1000m) otworu prawdopodobieństwo zaistnienia strefy zagrożenia wybuchem jest znikome. Podczas przewiercania poziomów produktywnych przy prawidłowo określonym w projekcie geologicznym gradiencie ciśnienia złożowego, minimalne zagrożenie wybuchem może powstać tylko wskutek przedostania się do płuczki, węglowodorów zawartych w objętości zwierconej skały.

Tabela 1. Klasyfikacja stosowania zabezpieczeń przeciw erupcyjnych [11]

Obszary zagrożenia wybuchem dzielą się na trzy strefy, których klasyfikacja jest dokonywana w zależności od częstotliwości występowania mieszaniny wybuchowej:

• strefa Z0 - strefa, w której mieszanina wybuchowa gazów, par lub mgieł występuje stale lub długotrwale w normalnych warunkach pracy,

• strefa Z l - strefa, w której mieszanina wybuchowa gazów, par lub mgieł może występować w normalnych warunkach pracy,

• strefa Z 2 - strefa, w której w czasie normalnej pracy istnieje niewielkie prawdopodobieństwo pojawienia się mieszaniny wybuchowej (gazów, par lub mgieł), a jeśli się już pojawi to tylko na krótki okres czasu (krótkotrwale),

• strefa ochronna - występuje tylko w przypadku zaistnienia strefy Z 2 i jest to przestrzeń, od granicy której należy prowadzić monitorowanie, sprawdzenie eksplozywności (uruchomienie eksplozymetrów ręcznych ) przed przystąpieniem do wykonywania prac w strefie Z 2. W strefie ochronnej obowiązuje bezwzględny zakaz używania ognia otwartego, w granicach strefy ochronnej mogą przebywać pracownicy odpowiednio przeszkoleni i wyznaczeni przez kierownika robót.

Okoliczności tworzenia się mieszanin wybuchowych występują najczęściej podczas prac, gdy gaz ziemny i pary ropy naftowej mogą się pojawić w postaci:

• gazu rozpuszczonego w płuczce, który przy ciśnieniu atmosferycznym ulatnia się z niej u wylotu otworu na sitach wibracyjnych, korytach i zbiornikach płuczkowych,

• lekkich węglowodorów, które wydzielają się z płuczki lub powierzchni ropy naftowej przechodząc do atmosfery ze zbiorników płuczkowych, koryt płuczkowych, zbiorników zrzutowych,

• kontrolowanego wypływu gazu ziemnego lub ropy naftowej z otworu przy jego opróbowaniu.

Do prac podczas których może wystąpić strefa zagrożenia wybuchowego, w związku z czym należy prowadzić monitoring stężeń wybuchowych, należą:

• przewiercanie warstw skał zbiornikowych nasyconych węglowodorami,

• usuwanie płynu złożowego z otworu po opróbowaniu rurowym próbnikiem złoża itp.,

• przerabianie zasypów w interwale warstw perspektywicznych,

• usuwanie płynu złożowego z otworu po zwierceniu pakera, korka mechanicznego lub cementowego, bezpośrednio zabezpieczającego złoże węglowodorów,

• w innych pracach i operacjach technologicznych, gdy możliwe jest wypłukanie z otworu płynu złożowego (gaz, ropa, kondensat), lub płuczki skażonej tym płynem.

• syfonowanie otworu wiertniczego lub odwiertu eksploatacyjnego.

Zasięgi poszczególnych stref należy wyznaczyć każdorazowo podczas projektowania prac uwzględniając warunki terenowe oraz przewidywane warunki atmosferyczne.

5. Wyposażenie przeciw erupcyjne otworu naftowego

Bezpieczeństwo prac wymaga, aby wylot otworu oraz przewodu wiertniczego podczas wiercenia otworu naftowego, a także podczas wykonywania innych prac, w trakcie których może wystąpić wypływ płynu złożowego, wyposaża się w zestaw głowic przeciw erupcyjnych ( GPE ) (rys.1). Ciśnienie robocze poszczególnych składników przeciw erupcyjnego uzbrojenia wylotu otworu powinno być większe od spodziewanego ciśnienia głowicowego.

Zestaw głowic przeciw erupcyjnych z czteroma zamknięciami(np. dwie głowice szczękowe -do uszczelnienia elementów przewodu, oraz głowica uniwersalna i obrotowa), z których jedno jest zamknięciem uniwersalnym, stosuje w warunkach zaliczonych do: klasy A zagrożenia erupcyjnego; I i II kategorii zagrożenia siarkowodorowego; klasy A łącznie z kategorią I i II. W innych przypadkach wylot otworu wyposaża się w zestaw głowic z trzema zamknięciami, z których jedno jest zamknięciem uniwersalnym(rys.2). W klasie A zagrożenia erupcyjnego bez zagrożenia siarkowodorowego dopuszcza się wyposażenie wylotu otworu w zestaw głowic przeciwerupcyjnych z trzema zamknięciami. W przypadku prac zaliczonych do klasy B bez występowania siarkowodoru dopuszcza się wyposażenie wylotu otworu w zestaw głowic przeciwerupcyjnych z dwoma zamknięciami ( rozdz.2,§ 75÷§77). Przeciwerupcyjne zabezpieczenie wylotu otworu wiertniczego umożliwia w szczególności (§ 87. 3): zamknięcie wylotu otworu przy zapuszczonym przewodzie; zamknięcie wylotu otworu przy wyciągniętym przewodzie; kontrolowane odprowadzenie płynu złożowego i zatłaczanie otworu; zatłaczanie otworu i obieg płuczki przy zamkniętym urządzeniu przeciw erupcyjnym; pomiar ciśnienia na stojaku płuczkowym i w przestrzeni pierścieniowej otworu wiertniczego.

Według normy API (RP 53 February 1976, Blowout Prevention, Equipments Systems), klasyfikacja instalacji głowic przeciwerupcyjnych obejmuje 5 zakresów ciśnień roboczych: 14 MPa, 21 MPa, 35 MPa, 70 MPa oraz 105 MPa.[9,15].

Przy wierceniu otworów naftowych stosuje się typizowane instalacje głowic przeciw erupcyjnych produkowane przez różne firmy o następujących konstrukcjach [9,15]:

• głowice szczękowe; jedno i dwukadłubowe z wymiennymi szczękami na rury płuczkowe i rury okładzinowe oraz na pełny przekrój otworu,

• głowice uniwersalne z uszczelniaczem pierścieniowym, pojedyncze i bliźniacze,

• głowice obrotowe

Głowice przeciw erupcyjne szczękowe posiadają specjalną konstrukcję umożliwiającą hermetyzację przestrzeni pierścieniowej wylotu otworu, w przypadku gdy znajduje się w nim przewód wiertniczy lub są zapuszczane rury okładzinowe. Możliwe jest również uszczelnienie pełnego przekroju bez przewodu wiertniczego. Elementami zamykającymi są tu dwie szczęki wykonujące ruch poziomy od pozycji otwarcia podczas prac w otworze do pozycji zamknięcia w której uszczelniają otwór. Obrzeża wkładów szczęk uszczelniających wykonane są z gumy o dużej wytrzymałości, a kształt ich i średnica odpowiada średnicy zewnętrznej rur płuczkowych, znajdujących się w otworze. Wykonuje się również wkłady szczękowe przeznaczone do zamknięcia pełnego przekroju otworu kiedy nie ma w nim rur. Zwykle na wylocie otworu montuje się dwie głowice jedno szczękowe oddzielnie lub dwu szczękowe zgrupowane w jednym kadłubie z których w jednej montuje się wkłady szczękowe na rury płuczkowe, a w drugiej na pełny przekrój otworu. W przypadku zapuszczania do otworu kolumny rur okładzinowych, wkłady szczękowe wymienia się zgodnie ze średnicą zapuszczanej kolumny rur okładzinowych. Głowice szczękowe mogą spełniać dwie specjalne funkcje, które są ważne w przypadku zagrożenia erupcyjnego. Rurami płuczkowymi można manewrować w pionie lub obracać nimi w ciągu długiego czasu przy dużym ciśnieniu w otworze. Przy tych operacjach jednak wkłady szczękowe ulegają zużyciu i wymagają wymiany. Głowica szczękowa może być zamykana hydraulicznie lub ręcznie.

Głowica przeciw erupcyjna uniwersalna maj zdolność uszczelniania wokół każdego elementu przewodu wiertniczego znajdującego się w wylocie otworu (rura płuczkowa, obciążnik, graniatka). Element uszczelniający wykonany jest z syntetycznej gumy wzmocnionej stalą. Głowicę tę zamyka się przez wywarcie ciśnienia cieczy na stalowy pierścień wykonany w postaci stożka. Przy przemieszczaniu się pierścienia w górę pod działaniem ciśnienia, stożkowa powierzchnia wywiera nacisk na gumowy element, który odkształca się w kierunku osi otworu. Możliwe jest zamykanie pełnego przekroju poprzecznego wylotu otworu w przypadku braku przewodu w otworze, jednakże podczas takiej operacji element uszczelniający zostaje poddany zbyt dużym naprężeniom i jego żywotność zostaje skrócona.

Większość głowic uniwersalnych jest zaprojektowana w taki sposób, że ciśnienie w otworze pomaga w utrzymaniu ich w stanie zamkniętym. Specjalną zaletą konstrukcyjną głowic uniwersalnych jest możliwość wyciągania oraz zapuszczania przewodu pod ciśnieniem, zachowując szczelność przy przejściu zworników. Pomimo stosowanych regulatorów ciśnienia utrzymujących stałe ciśnienie na element uszczelniający należy zachować ostrożność podczas operacji dźwigowych przewodem zwłaszcza w czasie przemieszczania zworników. Dużą wadą tego typu PGE jest brak możliwości zamykania ręcznego.

Rys.1.Schemat instalacji przeciw erupcyjnej otworu naftowego[15]

Głowica przeciw erupcyjna obrotowa jest stosowana przy niskich ciśnieniach w otworze, w przypadku konieczności poruszania przewodem w większym zakresie, np. podczas wiercenia, zapuszczania i wyciągania przewodu. Używa się jej do wierceń z zastosowaniem płuczki powietrznej, do wierceń pod ciśnieniem oraz w operacjach z odwrotną cyrkulacją przy ciśnieniu w otworze do około14 MPa o obrotach przewodu do 150 obr./min. Umożliwia ona użycie lekkich płuczek (wytwarzających ciśnienie hydrostatyczne mniejsze niż ciśnienie złożowe), co zwiększa postęp wiercenia i zmniejsza niebezpieczeństwo uszkodzenia przepuszczalności skał zbiornikowych w strefie przyodwiertowej. Przy jej użyciu nie można wyciągnąć lub wprowadzić do otworu znajdującego się pod ciśnieniem cały zestaw przewodu wiertniczego (z wyjątkiem świdra). Głowicą obrotową nie można uszczelnić wylotu otworu w momencie, gdy nie ma w nim przewodu wiertniczego, dlatego stosuje się ją wraz z głowicami szczękowymi i uniwersalną.

6. Ochrona pierwotnej przepuszczalności skał

Pierwszą operacją w procesie dowiercania, której poddawana jest warstwa produktywna, jest rozpoznanie jej narzędziem wiertniczym. Sama operacja urabiania skały zbiornikowej będzie mieć mały wpływ na wydajność dowierconej warstwy produktywnej. Niemniej jednak niektóre sposoby i warunki wykonywania tej operacji mogą mieć większe lub mniejsze znaczenie, a w szczególności będzie to rodzaj i parametry płuczki wiertniczej oraz sposób jej chemicznego obrabiania. Wpływ tych czynników, który odbije się ujemnie na produktywności dowiercanej warstwy, w przypadku kontaktu z płuczką wiertniczą, może okazać się znaczny.

Minimalizacja szkodliwego wpływu procesu dowiercania na przepuszczalność skał zbiornikowych może być realizowana poprzez wnikliwe rozpoznawanie zjawisk fizyko-chemicznych zachodzących w strefie przyotworowej. W tym celu konieczne jest wykonywanie badań laboratoryjnych na rdzeniach wiertniczych i prób przemysłowych w zakresie doboru rodzaju i parametrów technologicznych płuczek wiertniczych oraz innych parametrów technologicznych procesu dowiercania. Z tego względu, poniżej przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych i obserwacji przemysłowych, wybrane na podstawie fachowej literatury dotyczącej zasygnalizowanej problematyki [5].

W czasie dowiercania warstw perspektywicznych metodą obrotową z zastosowaniem płuczki w skałach porowatych i przepuszczalnych powstaje :

1) zatykanie , w mniejszym lub większym stopniu, por przez cząstki stałe płuczki,

2) przenikanie, mniej lub bardziej głębokie, filtratu płuczki w poro-szczelinowy ośrodek skalny.

Konsekwencją tych zjawisk jest:

- ograniczenie przepuszczalności, a zatem i produktywności warstw, przez cząstki stałe,

- szkodliwe oddziaływanie filtratu w wyniku : zwiększenia nasycenia przestrzeni porowatej wodą (filtratem), pęcznienia iłów typu montmorylonitowego, o ile takie występują, ewentualnego powstawania emulsji typu woda-ropa, ewentualnego wytrącania się produktów fizyczno-chemicznego oddziaływania między wodą będącą filtratem a wodami złożowymi (szczególnie w przypadku wód agresywnych w stosunku do siebie).

Jeżeli narzędzie wiertnicze zagłębia się w skałę porowatą i przepuszczalną, a płuczka wiertnicza , złożona z fazy płynnej oraz fazy stałej występującej w postaci zawiesiny, wywiera na przewiercaną warstwę ciśnienie wyższe od ciśnienia płynu złożowego nasycającego tę warstwę , wówczas powstała w ten sposób różnica ciśnień powoduje przepływ (a ściślej mówiąc - przemieszczanie się faz) w kierunku od otworu wiertniczego do warstwy porowatej i przepuszczalnej, który uwidacznia się w różnych aspektach:

• bezpośrednio pod narzędziem wiertniczym powstaje gwałtowna, wspólna penetracja fazy płynnej i stałej, prowadząca do powstania osadu wewnętrznego, usuwanego za każdym aktem urabiania ostrza narzędzia wiercącego, lecz który natychmiast tworzy się ponownie. Po tej penetracji następuje dynamiczna filtracja (nie mylić z filtracją w warunkach dynamicznych) płuczki prowadząca do przenikania filtratu w głąb warstwy porowatej i przepuszczalnej (wyprzedzając ostrze narzędzia wiercącego),

• w miarę postępu wiercenia na ścianie otworu wiertniczego ma miejsce taka sama gwałtowna penetracja obydwóch faz, płynnej i stałej, prowadząca do utworzenia w skałach strefy przyotworowej również osadu wewnętrznego, który nie będąc usuwany, przekształca się w osad zewnętrzny i którego grubość osiąga granicę funkcji erozji wywołanej obiegiem płuczki w otworze wiertniczym (bez obiegu otwór zapełniłby się całkowicie osadem). W końcu na ścianie otworu przebiega filtracja w warunkach dynamicznych (ponieważ płuczka jest w ruchu), której stopień jest ograniczony przez różne parametry, szczególnie przez osad wewnętrzny i zewnętrzny (rys. 3.1),

• w dalszym ciągu procesu wiercenia, w trakcie manewrów przewodem wiertniczym (w czasie operacji wyciągania i zapuszczania), następuje częściowe mechaniczne uszkodzenie osadu zewnętrznego ((na przykład częściowe zeskrobanie przez ostrza narzędzia wiercącego),

• pomimo przerwania obiegu płuczki, jej filtracja w skały tworzące ścianę otworu wiertniczego będzie przebiegała dalej cały czas, ale będzie ona podlegała innym prawom, gdyż będzie to filtracja w warunkach statycznych.

W przybliżeniu można uważać, że ściana otworu wiertniczego w skałach porowatych i przepuszczalnych działa jak filtr, to znaczy, że faza płynna przenika przez ten filtr pozostawiając fazę stałą, która gromadzi się na zewnętrznej ścianie filtratu pod postacią osadu. Lecz prawie zawsze, tworzenie się osadu zewnętrznego jest poprzedzone przez penetrację płuczki w całości bez rozdziału dwóch podstawowych faz (ciekłej i stałej) w szczelinach filtru.

Płuczka wiertnicza charakteryzująca się średnimi parametrami, która była już używana do wiercenia, posiada na ogół fazę stałą o dość regularnym rozkładzie rozmiarów ziaren, począwszy od ziaren zwiercin rzędu 1 mm , większych od rozmiarów wszystkich kanałów filtracji utworzonych z przestrzeni porowej skały zbiornikowej, aż do rozmiarów cząstek iłów typu bentonitowego, których średnica jest mniejsza od jednego mikrona, a więc mniejsza od większości kanałów porowych.

Gdy płuczka wchodzi w kontakt z powierzchnią skały zbiornikowej (dno otworu pod narzędziem wiercącym lub ściana otworu), zaczyna przenikać w otwarte kanały porowe i szczeliny aż do momentu, gdy stała cząstka nie może przejść przez kanał o zbyt małej średnicy. Przypadek ten może zachodzić już od powierzchni ściany otworu lub nieco głębiej wewnątrz kanału porowego. Niemniej jednak zatkania, które nastąpiły nie będą ( z wyjątkiem bardzo rzadkich przypadków) absolutnie szczelne. Będą one przepuszczać filtrat (niekiedy zawierający jeszcze mniejsze cząstki stałe), prowadząc w ten sposób do zgromadzenia cząstek stałych w porach strefy przyotworowej, które będą tworzyć osad wewnętrzny. Przenikanie cząstek ilastych z płuczki w skałę jest tym wyższa, im większa jest przepuszczalność skały, co można tłumaczyć tym, że większa przepuszczalność skały jest związana z istnieniem w niej kanałów porowych o większej średnicy, a zatem jest możliwe intensywniejsze przenikanie cząstek iłu w skałę. Głębokość penetracji cząstek ilastych oraz innych cząstek stałych ( piasek, sól, rdza ) jest rzędu kilku do kilkunastu centymetrów w skałach typy piaskowcowego i wydaje się być tym znaczniejsza, im większa jest przepuszczalność skały, co można wytłumaczyć jak wyżej. Zależność ta jest nie tyle funkcją rodzaju płuczki, lecz związków między przepuszczalnością skały (a więc średnią średnicą kanałów porowych i szczelinowych), a rozkładem granulometrycznym składników fazy stałej zawartej w zastosowanej płuczce.

Skały zbiornikowe ropy naftowej i gazu ziemnego stanowią wysokodyspersyjny układ, w którym sumaryczna powierzchnia rozdziału faz jest bardo duża. W układzie tym, na granicy rozdziału faz, występują zjawiska fizyko-chemiczne, które w dużym stopniu warunkują wielkość przypływu płynu złożowego ze skały zbiornikowej do otworu wiertniczego. W wyniku tych zjawisk w skałach strefy przyotworowej działają siły adhezji oraz siły kapilarne, zwiększa się lub zmniejsza napięcie powierzchniowe na granicy kontaktu faz oraz może zachodzić dyspergowanie jednej cieczy w drugiej [5].

Zasięg strefy przyotworowej o zmienionej przepuszczalności jest równoznaczny z promieniem strefy przenikania filtratu płuczki lub zaczynu cementowego.

Przyczyny uszkodzenia przepuszczalności skał zbiornikowych.

Wnikanie filtratu z płuczki lub zaczynu cementowego, zwłaszcza w postaci wody słodkiej, w porowo-szczelinową przestrzeń skały zbiornikowej powoduje występowanie zjawisk fizyko-chemicznych zmniejszających jej przepuszczalność w wyniku [5]:

• pęcznienia i dyspersji cząstek ilastych występujących w skale zbiornikowej, lub jej lepiszczu,

• powstanie warstewki hydratacyjnej na powierzchni piaskowców,

• powstania blokady wodnej utworzonej z filtratu charakteryzującego się dużą zwilżalnością skały zbiornikowej typu piaskowcowego,

• efektu Jamina i przepływu wielofazowego,

• tworzenia emulsji wodno-ropnej charakteryzującej się dużą lepkością, a w związku z tym dużymi oporami przepływu,

• wytrącania się kryształków soli z płynu złożowego, w przypadku niezgodności chemicznej filtratu i wody złożowej,

• wytrącania się z ropy składników asfaltowo - smołowych i żywicznych w przypadku obniżenia temperatury ropy w skale zbiornikowe.

Odległość wnikania filtratu z płuczki od otworu wiertniczego w skałę zależy od typu skały i jej właściwości zbiornikowych, rodzaju i parametrów reologicznych stosowanej płuczki oraz czasu jej kontaktu ze skałą zbiornikową, a także od wielkości hydrodynamicznego ciśnienia płuczki w otworze wiertniczym w czasie przewiercania warstwy skał zbiornikowych i wykonywania okładziny otworu wiertniczego.

Znaczne zmniejszenie objętości filtratu z płuczki wnikającego w skałę zbiornikową następuje w przypadku utworzenia się na ścianach otworu wiertniczego osadu iłowego charakteryzującego się małą przepuszczalnością i dużą zwięzłością. Grubość tego osadu regulowana jest erozyjnym oddziaływaniem płuczki przepływającej w przestrzeni pierścieniowej otworu wiertniczego, a także niszczącym oddziaływaniem elementów przewodu wiertniczego podczas wiercenia i operacji dźwigowych przewodem.

Oddziaływanie filtratu z płuczki na niektóre rodzaje iłów. Skały zbiornikowe ropy naftowej i gazu ziemnego (szczególnie piaski, piaskowce) zawierają często w swym składzie pewien procent iłów, bądź to :

• w postaci rozproszonej,

• bądź też w formie lepiszcza (1 do 50 % w stosunku do ogólnej objętości lepiszcza).

Pod wpływem wody słodkiej iły w mniejszym lub większym stopniu pęcznieją [5]. Tak więc filtrujące lub przepływające przez piaskowiec płuczki wiertnicze, sporządzone na osnowie wody słodkiej, będą powodowały pęcznienie minerałów ilastych, a tym samym, zmniejszenie przepuszczalności piaskowców. Zmieniając swoje właściwości fizykochemiczne, cząsteczki minerałów ilastych mogą stać się cząsteczkami ruchomymi poruszającymi się wraz z płynem wiertniczym. Osadzają się one wówczas w przewężeniach kanałów porowych lub mikroszczelinach i tworzą wewnętrzny osad filtracyjny.

Tak więc piaskowce zawierające iły, są skałami wrażliwymi na wodę. Pęcznienie iłów może spowodować znaczne zmniejszenie się przekroju poprzecznego szczelin i kanałów porowych, a niekiedy całkowite uszkodzenie naturalnej przepuszczalności skały zbiornikowej.

Najważniejszym parametrem płuczki wiertniczej, wpływającym na zachowanie się iłów jest stopień jej zasolenia. Minimalna zawartość soli, która zapobiega uaktywnieniu się iłów, przedstawia się następująco dla poszczególnych typów solanek: NaCl : 5 - 10%; CaCl₂ : 1 - 3%; KCl :1-3%. Stwierdzono również, że stopień i szybkość hydratacji iłów zależą od rodzaju kationu tworzącego sól. Wapń jest więc bardziej efektywny niż sód. Stwierdzono również niewątpliwy wpływ pH na stopień hydratacji iłów. Zbyt niskie pH niszczy sieć pakietów iłów, zbyt wysokie - powoduje wyparcie krzemu ze struktury minerałów ilastych. W celu stabilizacji iłów stosuje się dodatki do płuczek powodujące ich flokulację.

W ostatnich latach opracowano receptury płuczek, których filtraty w znacznym zakresie minimalizują opisane powyżej zjawiska.

Wzrost nasycenia międzycząsteczkowego wodą (filtratem) i zwiększenie przepuszczalności fazowej dla wody złożowej. Pory skały zbiornikowej nasyca:

• faza wodna (woda związana, międzycząsteczkowa). Faza ta może być ruchoma lub nie:

• faza ropna, na ogół podatna na częściowe przemieszczanie się w porowatym ośrodku skały zbiornikowej i stanowiąca o przyszłej wydajności otworu,

• faza gazowa, jeśli w górnej części złoża (struktury geologiczne) występuje gaz wolny (nie rozpuszczony w ropie) stanowiący tzw. czapę gazową.

Gdy filtrat z płuczki wiertniczej przenika w pory skały zbiornikowej będzie on przemieszczał tę część powyższych płynów, która daje się przemieszczać , a to :

• część fazy ropnej i gazowej,

• ewentualnie część fazy wodnej

Pory skały zbiornikowej, w zasięgu strefy filtracji będą więc zawierać :

• węglowodany macierzyste (S_RG)

• wodę międzycząsteczkową pierwotną (S_w)

• filtrat z płuczki wiertniczej (S_F)

W sumie więc nasycenie por skały zbiornikowej będzie wynosić :

S_w + S_F +S_RG = 1

Zakładając, że dwie fazy wodne (filtrat i woda międzycząsteczkowa) wymieszają się ze sobą, otrzymamy dwie podstawowe fazy:

• faza wodna : (S_w + S_F)

• faza węglowodorowa : S_RG (ropa + gaz) zwana często ogólnie fazą olejową.

Wydajność ropy i gazu z otworu wiertniczego może być więc ograniczona w wyniku dużej filtracji płuczki, powodującej wzrost nasycenia wodą międzycząsteczkową. Po wniknięciu filtratu z płuczki, nasycenie ropą zmaleje, toteż zmaleje odpowiadająca mu wartość względnej przepuszczalności skały dla ropy.

W przypadku wywołania przypływu płynu do otworu wiertniczego, ropa znajdująca się w warstwie produktywnej poza strefą filtracji, wypycha filtrat w kierunku otworu wiertniczego i produkcję (wydajność) otworu wiertniczego stanowi jedynie ten filtrat lub mieszanina filtratu z wodą złożową, aż do momentu gdy nasycenie wodą w skałach strefy przyotworowej warstwy produktywnej zmniejszy się do wartości nasycenia nie dającego się już zmniejszyć. Jeżeli charakterystyki napięcia powierzchniowego filtratu z płuczki są identyczne jak charakterystyki napięcia powierzchniowego wody złożowej, co na ogół często się zdarza, wówczas nasycenie ropą będzie odpowiednio wzrastać, aż do wartości początkowej.

W tym przypadku zjawisko filtracji nie będzie miało szkodliwego wpływu na przepuszczalność skał zbiornikowych, oprócz straty produkcji ropy podczas okresu usuwania filtratu. Natomiast, jeśli charakterystyki napięcia powierzchniowego wody złożowej są odmienne od charakterystyk napięcia powierzchniowego filtratu z płuczki, mieszanina tych dwóch rodzajów wody będzie miała charakterystyki również odmienne i dla strefy zasięgu filtratu odpowiednie nasycenie skały zbiornikowej ropą będzie zmniejszało się powodując określoną zmianę względnej przepuszczalności skały dla ropy, co jest przyczyną obniżania wydajności otworu wiertniczego. Natomiast w wyniku korzystniejszej charakterystyki napięcia powierzchniowego filtratu w porównaniu do charakterystyki napięcia powierzchniowego wody złożowej przed wymieszaniem się jej z filtratem, wystąpi zjawisko odwrotne, czyli zwiększy się względna przepuszczalność dla ropy, a tym samym, wzrośnie wydajność wydobywanej ropy.

• rozpuszczone sole mineralne mają skłonność do zwiększenia nieco napięcia powierzchniowego,

• różne naturalne związki organiczne (takie jak kwasy naftenowe, związki smołowcowo-żywiczne) pochodzące z ropy złożowej mogą powodować zmniejszanie napięcia powierzchniowego niekiedy w dużym stopniu.

Podsumowując rozważania można powiedzieć, że ilość wody związanej w warstwie produktywnej jest tym mniejsza im:

• większa zawartość w ropie naturalnych środków powierzchniowo-czynnych,

• większa alkaliczność wody,

• większa zawartość węglanów w skale zbiornikowej,

• mniejsza zawartość minerałów ilastych w skale zbiornikowej.

Natomiast największe nasycenie skały zbiornikowej wodą związaną w warstwie roponośnej wystąpi wówczas gdy:

• skała zbiornikowa posiadać będzie małą naturalną przepuszczalność,

• będzie występować duża zawartość w skale minerałów ilastych ,

• zawartość węglanów w skale zbiornikowej będzie mała,

• ropa złożowa nie będzie zawierać w swym składzie naturalnych związków powierzchniowo-czynnych

W związku z tym, filtrat wnikający w skałę zbiornikową w czasie dowiercania warstwy roponośnej spełniającego ostatnio wymienione warunki, uszkodzi naturalną przepuszczalność skały zbiornikowej w większym stopniu, niż w przypadku wystąpienia wcześniej wymienionych warunków.

Tworzenie się otoczki hydratacyjnej na powierzchni piaskowców. Hydratacja jest wynikiem molekularnego oddziaływania elementarnych cząsteczek (jonów lub atomów) wchodzących w skład siatki krystalograficznej minerału na dipole wody [55, 151]. W wyniku tego oddziaływania , w bezpośredniej bliskości powierzchni skały powstają z dipoli wody uporządkowane warstewki hydratacyjne, tworzące na powierzchni skały (minerałów) otoczkę, której grubość może często osiągać wartość 0,1 ၭ. Pierwsze warstewki otoczki hydratacyjnej powstają głównie na skutek adsorpcji wody na powierzchni minerału, a następnie w wyniku oddziaływania sił wiązań pomiędzy poszczególnymi atomami wodoru, w niewielkich odstępach od siebie, tworzą się kolejne warstewki. W miarę oddalania się od powierzchni minerału wytrzymałość wiązań oraz dokładność orientacji dipoli wody w otoczce hydratacyjnej stopniowo zmniejsza się Hydratacyjne warstewki, w porównaniu z pozostałą objętością wody, charakteryzują się zmniejszoną lepkością oraz możliwością znacznego obniżania dyfuzji innych substancji, co świadczy o dużej ich wytrzymałości.

Na wytrzymałość otoczki hydratacyjnej ma wpływ niejednorodność minerałów. Różne krawędzie siatki krystalograficznej tego samego kryształu, w zależności od usytuowania na niej jonu, występowania wtrąceń innego minerału oraz stopnia uszkodzenia siatki krystalograficznej, mogą wykazywać wzmożoną aktywność powierzchniową

Wytrzymałość i grubość otoczki hydratacyjnej na powierzchni skał zbiornikowych typu piaskowcowego i węglanowego jest różna, co wynika z odmienności ich składu mineralogicznego oraz różnicy w budowie siatek krystalograficznych i jest mniejsza w przypadku skał węglanowych.

Zjawiska kapilarne i molekularno-powierzchniowe oraz efekt Jamina. Pod wpływem filtratu z płuczek na bazie wodnej następuje naruszenie równowagi fizyko-chemicznej na granicach rozdziału faz nasycających system kapilarnych kanalików skały. Skały zbiornikowe ropy i gazu można uważać za wysoko dyspersyjny układ, w którym sumaryczna powierzchnia rozdziału faz jest bardzo duża. W układzie tym na granicach rozdziału faz występują zjawiska molekularno-powierzchniowe, które w dużym stopniu wpływają na warunki przepływu ropy, wody i gazu w złożu. Jeżeli wnikający filtrat odznacza się dużym napięciem powierzchniowym, to wówczas następuje wzrost ciśnienia kapilarnego tym większy, im mniejszą średnicę mają pory piaskowca. Wielkość ciśnienia kapilarnego określa się wzorem

(14)

gdzie:

ၳ_RW - napięcie powierzchniowe na granicy ropa - filtrat, N/m;

r - promień kapilary, m;

ၑ - kąt zwilżalności skały filtratem, stopnie,

Filtrat o dużym napięciu powierzchniowym łatwo wypiera ropę w głąb złoża, lecz trudno jest wyprzeć go z powrotem ropą do odwiertu.

Tak więc, aby określić wartość sił kapilarnych, niewystarczająca jest znajomość tylko wartości napięcia powierzchniowego, ponieważ napięcie powierzchniowe charakteryzuje jedynie kontakt dwóch faz ciekłych. Konieczne jest w tym przypadku uwzględnienie kąta zwilżalności fazy stałej (skały), fazą ciekłą (ropa, woda), a także zmian promienia kanału kapilarnego.

Zwilżalność daną cieczą fazy stałej jest określona przez kąt kontaktu ၑ. Jeżeli kąt ၑ jest mniejszy od 90^o, wówczas powiemy, że skała jest zwilżalna przez tę ciecz i odwrotnie. Jeżeli kąt ၑ jest większy od 90^o skała jest niezwilżalna przez ciecz.

Można sądzić, że w warstwie produktywnej (roponośnym) większość porowej przestrzeni wypełniona jest ropą, a woda w przypadku skały zbiornikowej hydrofilnej, koncentruje się wokół ziaren skały tworząc otoczkę. Jeżeli warstwa produktywna jest w całości zwilżalna ropą, wówczas można sobie wyobrazić, że podczas przepływu ropy w kierunku otworu wiertniczego, cała ilość wody jest usuwana ze skały zbiornikowej, z wyjątkiem tej, która jest zablokowana w kanałach porowych nie przepłukanych przez ropę.

Zmiana wartości napięcia powierzchniowego na granicy kontaktujących się ze sobą faz, może być spowodowana występowaniem w poziomie produktywnym kwasów naftenowych jako naturalnych substancji powierzchniowo-czynnych (SPC) lub wprowadzenie do poziomu skał zbiornikowych z filtratem z płuczki SPC dodawanych celowo do płuczki wiertniczej. Fizyczno-chemiczne oddziaływanie SPC, w wyniku ich adsorpcji na powierzchni podziału faz, może prowadzić do zmiany wartości napięcia powierzchniowego, które są w rzeczywistości bardzo rzadkie lub niewielkie .

Zmiana kąta zwilżenia jest przyczyną wytworzenia potencjału ciśnienia pomiędzy dwoma częściami kanału kapilarnego o stałej średnicy prowadzącego do odkształcenia kropelki, w wyniku czego nastąpi hamowanie przepływu cieczy wywołane zjawiskiem Jamina.

Zmiana promienia kanału kapilarnego zachodzi wówczas jeśli kropelka cieczy znajdzie się w miejscu zwężenia . Jednak można przypuszczać, że normalny statystyczny rozkład kropelek w kanałach kapilarnych o różnych średnicach doprowadzi do stwierdzenia, że zjawisko Jamina, na skutek zmian promienia kanału porowego, raz będzie ułatwiać, a raz hamować przypływ. Można sądzić, że na znaczniejszej głębokości wpływ tych przeciwstawnych sobie zjawisk zniesie się.

W ostateczności można przyjąć, jeśli występują w poziomie skał zbiornikowych pojedyncze kropelki cieczy, to zasadniczy wpływ na wartość ciśnienia kapilarnego będą wywierały zmiany kąta zwilżenia skały cieczą.

Zjawisko Jamina będzie powstawać głównie w przypadkach gdy:

- mniejsza jest przepuszczalność skały zbiornikowej,

- niższe jest ciśnienie złożowe.

Tworzenie się emulsji typu filtrat - ropa. Emulsja jest systemem dyspersyjnym dwóch cieczy nie rozpuszczających się w sobie. Ciecz, dyspergującą w formie małych kropelek w drugiej cieczy, nazywamy wewnętrzną lub fazą dyspersyjną emulsji. Zewnętrzną lub ciągłą fazą emulsji dla fazy dyspersyjnej jest druga ciecz. Przez dyspersję emulsji rozumiemy stopień rozdrobnienia fazy dyspersyjnej.

Długi okres kontaktu filtratu z ropą oraz zmiany ciśnienia płuczki w otworze powodujące mieszanie się filtratu z ropą sprzyja powstawaniu emulsji typu woda w ropie lub ropa w wodzie. Zmiany ciśnienia płuczki w otworze, związane z operacjami zapuszczania i wyciągania przewodu jest nieunikniona, a jedynie jej wielkość możemy zmniejszać przez odpowiedni dobór prędkości przemieszczania przewodu i parametrów płuczki wiertniczej. Aby powstała trwała emulsja oprócz mieszania, konieczne jest występowanie także związków obniżających napięcia powierzchniowe na granicy wody i ropy. Ropy naftowe na ogół posiadają pewną ilość naturalnych środków powierzchniowo-czynnych w postaci kwasów naftenowych, asfaltenów czy substancji smolistych. Filtraty z płuczek posiadają charakter zasadowy w związku z tym mogą tworzyć się w wyniku zmydlania kwasów tłuszczowych czy naftenowych odpowiednie mydła sodowe, które są dobrymi środkami powierzchniowo-czynnymi. Jeżeli wystąpią powyższe warunki, co w praktyce zachodzi bardzo często, w strefie przyodwiertowej będą tworzyć się emulsje typu filtrat-ropa [ 5].

Emulsje charakteryzują się znacznie większą lepkością od ropy naftowej wchodzących w jej skład, posiadają ponadto własności tiksotropowe, tworzą więc w porach piaskowca mało ruchliwe korki, które utrudniają przepływ ropy do odwiertu.

Wartość lepkości dynamicznej emulsji jest zwykle dużo większa niż fazy zewnętrznej (ciągłej), a w niektórych przypadkach może ona być większa od lepkości ropy naftowej kilkadziesiąt razy i zmienia się ona w funkcji wielu czynników takich jak : lepkość fazy zewnętrznej, stosunek objętości między dwoma fazami, średnica kropelek fazy rozproszonej, prędkość przemieszczania się emulsji.

Przewidywanie przypadków tworzenia się emulsji w skałach strefy przyotworowej warstwy roponośnej jest możliwe w oparciu o znajomość :

• składu chemicznego ropy złożowej,

• rodzaju i składu mineralogicznego skały zbiornikowej,

• warunków dowiercania i udostępniania poziomu roponośnego,

• składu chemicznego filtratu względnie wody złożowej.

Kontaktowanie się filtratu z płuczki lub wody złożowej z ropą nasycającą porowo-szczelinowy ośrodek skały zbiornikowej, bez istnienia czynników sprzyjających, zwykle nie prowadzi do tworzenia się wodno-ropnej emulsji.

Do czynników sprzyjających tworzeniu się emulsji typu woda w ropie zalicza się:

-wniknięcie filtratu z płuczki w poziom produktywny i jego powrotny przepływ przez porowaty ośrodek w kierunku otworu wiertniczego, co ma miejsce przy hydrodynamicznych zmianach ciśnienia na spodzie otworu wiertniczego, osiągających wartość około kilku MPa i więcej, w czasie operacji zapuszczania i wyciągania przewodu wiertniczego,

• występowanie w ropie emulgatorów organicznych (asfaltenów, smoł, parafin, kwasów naftenowych, porfirynów, cerezynów, ozokerytów metalicznych, związków krzemoorganicznych i in.) oraz nieorganicznych emulgatorów stałych (cząstek ilastych i piasku kwarcowego) jako składników skały zbiornikowej zdyspergowanych w ropie lub wodzie o rozmiarach 10 do 30 mikronów.

• występowanie w wodzie związanej, towarzyszącej złożom ropy i gazu, elektrolitów (jonów niektórych soli mineralnych),

• wspólne, nagle spowodowane przemieszczenie się wody i ropy przez porowato-szczelinowaty ośrodek skały zbiornikowej o powierzchni hydrofobowej (na przykład w czasie operacji zapuszczania i wyciągania rurowego próbnika złoża, wywarcia zbyt dużej depresji na poziom roponośny),

• obecność w skale zbiornikowej domieszek łupków i iłów, które dyspergując pod wpływem filtratu z płuczki stają się trwałymi emulgatorami naturalnymi,

• obecność w filtracie z płuczki środków powierzchniowo-czynnych, stosowanych jako dodatki do płuczki, charakteryzujących się własnościami emulgującymi.

Warstewki graniczne powstałe w miejscu kontaktu ropy i wody w początkowym momencie charakteryzują się lepkością strukturalną, a po upływie dłuższego czasu zaczynają przejawiać własności plastyczne i sprężyste, które zależą od rodzaju ropy i składu chemicznego wody, a także od warunków zewnętrznych w jakich się one znajdują.

Stabilność (wytrzymałość na rozbicie) emulsji zależy od zawartości emulgatorów naturalnych w danej ropie oraz wielkości temperatury. Jeżeli zawartość asfaltenów i innych emulgatorów jest niewielka, a temperatura na spodzie otworu wysoka, wówczas emulsja powstała w tych warunkach będzie niestabilna.

Do głównych czynników określających stabilność wodno-ropnych emulsji zalicza się:

• powstawanie na powierzchni kropelek wody błonki adsorbcyjno-solwatacyjnej,

• wzrost własności strukturalno-mechanicznej tej błonki,

• koncentracja stabilizatorów emulsji na granicy rozdziału faz,

• wzrost zawartości w emulsji cząstek ilastych, które spełniają rolę bardzo aktywnych emulgatorów, stabilizujących emulsję w szybkim tempie.

Emulsje powstające w skałach strefy przyotworowej lub pod świdrem posiadają te same własności, jakimi charakteryzują się emulsje powstałe na powierzchni takie jak : wysoka lepkość, duża wytrzymałość na ścinanie, wysoka wytrzymałość strukturalna, duży stopień hydrofilności lub hydrofobowości oraz różny stopień trwałości, aż do bardzo stabilnych i trwałych .

Czas samooczyszczania się skał strefy przyotworowej z emulsji typu woda w ropie można znacznie skrócić, stosując opróbowanie warstwy produktywnej z równoczesnym oddziaływaniem na przepuszczalność skał zbiornikowych przy użyciu środków powierzchniowo-czynnych, charakteryzujących się własnościami deemulgującymi[5]. Działanie środków powierzchniowo-czynnych o charakterze deemulgującym polega głównie na wyparciu z powierzchni kontaktu faz woda-ropa, emulgatorów naturalnych (zawartych w ropie złożowej związków powierzchniowo-aktywnych), co sprzyja łączeniu się rozproszonych w ropie kropelek wody ze sobą i powoduje rozbicie wodno-ropnej emulsji. Wzrasta wówczas nasycenie skały zbiornikowej ropą i wodą oraz przepuszczalność fazowa skały dla obydwu tych cieczy.

Wytrącanie się soli oraz związków smołowcowo-żywicznych z płynów złożowych.

Wody złożowe wielu warstw produktywnych ropo- i gazonośnych zawierają w swym składzie sole sodu, wapnia i magnezu oraz dwuwartościowe żelazo, siarkowodór i inne związki. Wraz z filtratem, w porowo-szczelinowy ośrodek skały zbiornikowej przenikają przez osad iłowy rozpuszczone w nim sole kwasów, podstawowych zasad i innych związków chemicznych znajdujące się w płuczce wiertniczej w wyniku jej chemicznej obróbki.

Przykładowo, w przypadku kontaktu filtratu z płuczki zawierającego jony baru (Ba⁺⁺), z wodą złożową zawierającą siarczany (SO₄^{- -}) w warstwie produktywnej może powstawać siarczan baru (BaSO₄). Natomiast w przypadku oddziaływania filtratu z płuczki posiadającego odczyn alkaliczny (zawierającej NaOH i Na₂CO₃) z wodą złożową typu chlorkowo-wapniowego o dużym stopniu mineralizacji w porowo-szczelinowej przestrzeni skały zbiornikowej mogą powstawać trudno rozpuszczalne osady CaCO₃ i Ca (OH)₂. Podobnie gdy filtrat o odczynie alkalicznym miesza się z wodą złożową typu chlorkowo-magnezowego to w postaci osadu wytrąca się bezpostaciowa substancja wodorotlenku magnezowego.

Przy dowiercaniu złóż ropy i gazu zalegających w sąsiedztwie warstw solonośnych lub przewiercaniu słupów solnych płuczką iłową nasyconą solą kuchenną (NaCl) oddaje ona filtrat na który oddziaływują zawarte w wodzie złożowej aktywne sole wapnia i magnezu, prowadząc do wytrącenia się z filtratu nadmiaru NaCl. Badaniami laboratoryjnymi stwierdzono [5], że w przypadkach stosowania płuczek zasolonych lub solanek do dowiercania skał gazonośnych, należy liczyć się z krystalizacją soli na ścianie otworu wiertniczego podczas opróbowania lub eksploatacji złoża, co może mieć znaczny wpływ na zmniejszenie przepuszczalności skał zbiornikowych.

Wnikanie filtratu z płuczki wiertniczej w warstwę skał zbiornikowych prowadzi więc do zaistnienia przypadku niezgodności chemicznej wód (filtratu z płuczki i wody złożowej) w wyniku czego następuje przypadek wytrącania się osadów soli.

Wytrącanie się soli z roztworów cieczy, w skałach strefy przyotworowej może mieć bardzo ujemny wpływ na przepuszczalność tych skał. Aby tego uniknąć lub przewidzieć należy analizować skład chemiczny filtratu z płuczki oraz wody złożowej, a wyniki tej analizy wykorzystać do oceny zjawiska wytrącania się niektórych soli, w przypadku wymieszania się filtratu z wodą złożową, w panujących w złożu warunkach temperatury oraz stężeń poszczególnych jonów.

Najczęściej spotykanymi osadami soli w złożach ropy i gazu są: siarczan wapnia (CaSO₄) oraz węglan wapnia (CaCO₃) , przy czym węglan wapnia można łatwo usunąć przez oddziaływanie wodnym roztworem kwasu solnego.

W przypadku kontaktu filtratu ze substancjami asfaltenowo-smołowcowymi znajdującymi się w ropie, zachodzą złożone reakcje fizyczno-chemiczne, w wyniku których na ścianach kanałów kapilarnych osadzają się osady (lub słabo rozpuszczalne związki), zmniejszające ich przekrój. Obniżenie temperatury w strefie przyotworowej przez krążącą płuczkę oraz zmniejszenie ciśnienia przy opróbowaniu lub wywołaniu przypływu płynu złożowego do otworu sprzyja wypadaniu z ropy substancji asfaltowo-smołowcowych.

Metody ochrony przepuszczalności skał zbiornikowych w strefie przyotworowej

Minimalizację uszkodzenia przepuszczalności skał w strefie przyotworowej można realizować poprzez stosowanie specjalnych metod jej ochrony, polegających na celowym blokowaniu kanałów porowych, szczelin i mikroszczelin skały zbiornikowej cząstkami stałymi dodawanymi do płuczek wiertniczych. Stawia się wymagania aby blokowanie to było czasowe i nietrwałe oraz miało niewielki zasięg (do kilku centymetrów) w warstwie produktywnej [5].

Analiza przyczyn i czynników powodujących pogorszenie przepuszczalności pod wpływem działania płuczki pozwala ustalić ogólne wymagania odnośnie płuczek stosowanych do dowiercania warstw produktywnych. Płuczka taka powinna cechować się niską filtracją, filtrat powinien zawierać inhibitory pęcznienia minerałów ilastych, nie powinna zawierać cząsteczek elastycznych (np. bentonit) i o wymiarach mniejszych od średnic por, powinna zawierać cząstki stałe umożliwiające szybkie utworzenie szczelnego osadu zewnętrznego na ścianie otworu wiertniczego. Ze względu na wymagania technologiczne wiercenia, płuczka taka powinna również posiadać odpowiednie parametry reologiczne z możliwością ich regulowania.

Wymagania powyższe można zrealizować poprzez użycie w składzie płuczki następujących grup materiałów :

- zagęstniki i środki obniżające filtrację,

- inhibitory pęcznienia skał ilastych,

- blokatory.

Większość firm płuczkowych powszechnie stosuje do dowiercania warstw skał zbiornikowych płuczki beziłowe oraz w niektórych rejonach płuczki olejowe. W skład płuczek beziłowych wchodzą: zagęstniki, środki obniżające filtrację, inhibitory pęcznienia skał ilastych, blokatory, środki do podnoszenia gęstości płuczki i środki biobójcze.

Zagęstniki i środki obniżające filtrację. Analizując receptury płuczek do dowiercania złóż w większości przypadków czołowe światowe firmy płuczkowe zalecają zagęstniki polimerowe. Najkorzystniej, aby zagęstnik był biorozkładalny w czasie. Mechanizm działania takiego zagęstnika jest następujący : polimer zapewnia właściwą lepkość płuczki w otworze, co udziela się również filtratowi, który wnika w pory skały, a wskutek jego wysokiej lepkości opory przepływu są znaczne, co zmniejsza zasięg filtracji. Po określonym czasie polimer ten ulega częściowej lub całkowitej biodegradacji, co objawia się spadkiem lepkości i stwarza to możliwość jego łatwego usunięcia przez węglowodory dopływające do otworu. Poprzez odpowiedni dobór mieszanin polimerów możliwy do uzyskania jest produkt, który spełnia rolę zagęstnika i koloidu ochronnego. Produkt ten zapewnia uzyskanie odpowiednich parametrów reologicznych i niskich wartości filtracji. Z rozważań na temat przyczyn uszkodzenia przepuszczalności wynika, że wartość parametru filtracji powinna być niska, najczęściej utrzymuje się ją na poziomie 4 - 5 cm³/30 min [77, 79, 109].

Inhibitory pęcznienia skał ilastych

Najczęściej stosowaną metodą inhibitowania minerałów ilastych jest inhibitowanie jonowo-polimerowe. Inhibitowanie jonowe znane jest od wielu lat, przy czym podejmowano próby stosowania do tego celu różnych kationów, jednak ostatecznie kation potasu okazał się najskuteczniejszy i najbardziej uniwersalny. Wprowadzony do płuczki w postaci KCl w ilościach 3 - 6 % skutecznie chroni skały ilaste. Używanie innych związków potasu np. : octanu potasu, mrówczanu potasu czy siarczanu potasu jest raczej sporadyczne. Mrówczan potasu umożliwia uzyskiwanie gęstości płuczek ok. 1600 kg/m³ bez stosowania dodatkowych materiałów obciążających. Połączenie inhibitowania potasowego z polimerowym (częściowo hydrolizowany poliakryloamid)jest w światowym wiertnictwie dużym osiągnięciem. Niewielki dodatek tego polimeru (ok. 0.15 %) łącznie z jonami potasowymi daje podwójną metodę osłony cząstek ilastych; jony potasowe chronią cząstkę ilastą od wewnątrz, natomiast polimer daje osłonę zewnętrzną w postaci warstewki ochronnej. Dodatek tego polimeru do płuczki wpływa ponadto na

• efektywne zmniejszenie filtracji i wytworzenie cienkiego, szczelnego osadu na ścianie otworu wiertniczego,

• agregowanie cząstek zwiercin w większe flokuły poprzez mostkowanie polimerowe, co ułatwia skuteczniejsze mechaniczne oczyszczanie płuczki,

• osłonę cząstek zwiercin warstewką adsorpcyjną, co zapobiega ich dyspersji w płuczce i wnikaniu w strefę złożową.

Podwójne inhibitowanie skał ilastych w czasie dowiercania zabezpiecza przed tworzeniem się drobnej zdyspergowanej fazy ilastej w systemie krążenia płuczki i wnikaniem jej w przestrzeń porową skały zbiornikowej.

Środki ochrony pierwotnej przepuszczalności skał zbiornikowych podczas dowiercania złóż węglowodorów

Od wielu lat, w badaniach laboratoryjnych oraz w praktyce przemysłowej, prowadzone są badania nad doborem środków chroniących pierwotną przepuszczalność skał zbiornikowych w złożach węglowodorów. Jednym z pierwszych takich środków była kreda, którą po dowierceniu złoża usuwano wodnym roztworem kwasu solnego. Kolmatacja skał zbiornikowych w strefie przyotworowej poprzez dodatek kredy do płuczki jest stosowana do tej pory z różnym powodzeniem, toteż dobiera się coraz to nowe środki np. w postaci blokatorów.

Blokatory mineralne i organiczne.

Blokatory w płuczce wiertniczej mają dwie zasadnicze funkcje :

1. Wytworzenie w bardzo krótkim czasie bariery (osadu) zabezpieczającej przed wnikaniem drobnych cząstek fazy stałej w strefę przyotworową,

2. Wytworzony osad filtracyjny na ścianie otworu wiertniczego powinien być lekko szczepiony ze ścianą otworu tak, aby ciśnienie złożowe było wystarczające do jego zniszczenia.

Ponadto dodatkowym wymogiem jest, aby w niektórych przypadkach wytworzony osad na ścianie otworu wiertniczego mógł być usunięty metodami chemicznymi (rozpuszczony np. przez kwasowanie).

Podstawowym warunkiem, aby osad filtracyjny na ścianie otworu mógł powstać szybko i był lekko szczepiony ze ścianą otworu wiertniczego jest dostosowanie jego uziarnienia do wielkości por skał zbirnikowych.

Konieczny jest przy tym dobór wymiarów cząstek blokatorów w zależności od średnicy por. Najogólniej można powiedzieć, że blokator musi zawierać pewną ilość cząstek o wymiarach mniejszych od średnicy por oraz cząstki zbliżone i większe od średnic por. Taki rozkład uziarnienia umożliwia wytworzenie wewnętrznej warstwy szczepnej, a następnie osadu na ścianie otworu blokującego dalsze wnikanie cząstek stałych z płuczki w głąb skały. Płuczki nie zawierające blokatorów tworzą znacznie grubszy osad wewnętrzny i zewnętrzny, a cząstki ilaste i koloidalne wnikają wraz z filtratem w głąb skały złożowej. Zastosowanie blokatorów ziarnistych i włóknistych powoduje jeszcze lepsze i szybsze uszczelnienie porów skały zbiornikowej zapobiegając dalszej inwazji cząstek koloidalnych w strefę przyotworową. Wraz z szybszym tworzeniem się szczelniejszego osadu blokującego dalszy przepływ filtratu z płuczki w strefę przyotworową maleje grubość osadu filtracyjnego oraz zasięg strefy wnikania cząstek koloidalnych i filtratu z płuczki.

W praktyce przemysłowej stwierdzono, że efektywnymi blokatorami są organiczne preparaty włókniste. Są to pewnego rodzaju produkty celulozowe otrzymywane z różnych roślin i ich części, przez co posiadają różną formę i strukturę. Do najbardziej znanych blokatorów organicznych produkcji zagranicznej należą Liquid Casing, OM Seal, Ultra Seal, Dyna Red Fiber oraz ostatnio stosowany przez PSPW Krosno blokator K-200. Blokator K-200 składa się z włóknistych cząstek celulozowych o wielkości cząstek 70 do 250 ၭm. Włóknista forma blokatora K-200 sprawia, że w porach i szczelinach skał tworzą się agregaty tych cząstek i szybko powstaje bariera skutecznie blokująca inwazję cząstek z płuczki wiertniczej. Agregaty włókniste łatwiej i szybciej uszczelniają skały porowato-szczelinowe w porównaniu do blokatora mineralnego o charakterze ziarnistym.

Przy przetłaczaniu przez rdzenie wiertnicze samej płuczki bez dodatku blokatorów następuje przepływ przez nie całej objętości płuczki. Po dodaniu do płuczki 1% blokatora K-200, mimo zwiększenia ciśnienia przetłaczania tylko niewielka część płuczki wnika w rdzeń, a na jego powierzchni wytwarza się szczelny osad blokujący dalszy przepływ. Po wywarciu azotem ciśnienia w stronę przeciwną do przepływu płuczki, następuje odblokowanie strefy uszczelnionej i swobodny przepływ azotu. Jest to eksperyment laboratoryjny ukazujący naocznie przebieg zjawiska blokowania i odblokowywania strefy przyotworowej przy zastosowaniu blokatora K-200. Pozostałe w strefie przyotworowej organiczne cząstki blokatora K-200 ulegają biodegradacji.

Badania ilościowe wpływu płuczki X-drill z blokatorami na przepuszczalność próbek skały przygotowanych z rdzeni wiertniczych wykonano w IGNiG Kraków na stanowisku badawczym typu CFS firmy Temco Inc. Badania przeprowadzono na próbkach wzorcowych czerwonego piaskowca szydłowieckiego. Badania wykonano w temperaturze 60^oC przy ciśnieniu różnicowym 2,5 MPa, a przepuszczalność początkową próbek i po ich nasyceniu oznaczano przepuszczając przez próbkę azot. W celach porównawczych wykonano badania:

1) samej płuczki o składzie - 3% KCl, 2% X-drill, 0,2% Biostat;

2) płuczka jak w pkt. 1) oraz z dodatkiem 5% Blok M-25;

3) płuczka jak w pkt. 1) oraz z dodatkiem 1% Blok K-200;

4) płuczka jak w pkt. 1) oraz z dodatkiem 5% Blok M-25 + 1 % Blok K-200.

Wyniki badań przedstawiono na rysunku 3.43. Jak widać z wykresu zastosowanie blokatorów znacznie poprawia przepuszczalność wtórną, oznaczaną po nasyceniu próbki płuczką. Procentowe odzyskanie przepuszczalności próbki wraz z czasem przepływu gazu (azotu) wzrasta i dla płuczki z blokatorem K-200 zbliża się do maksimum, a przy dodatku mieszaniny blokatorów M-25 i K-200 uzyskano nawet 100 % przywrócenia przepuszczalności początkowej próbki. Oznacza to, że po 72 godz. przepływu gazu uzyskano taką samą przepuszczalność próbki jaka była przed działaniem płuczki na piaskowiec. Płuczka typu X-drill z dodatkiem blokatorów M-25 i K-200 była stosowana w 1999 roku do dowiercania złóż gazowych.

Literatura dotycząca dowiercania złóż węglowodorów

1. Bednarz S. „Operacje wyciągania - zapuszczania przewodu wiertniczego a bezpieczeństwo przeciwerupcyjne” Rocznik AGH ” Wiertnictwo Nafta Gaz”, Tom 21/1, 2004

2. Dubiel S. „Analiza warunków wiercenia otworu pod kątem ujawnienia zagrożenia erupcyjnego” . Kwartalnik „Górnictwo”, zeszyt 2, 1995

3. Dubiel S. „Decyzje technologiczne w zakresie identyfikacji i likwidacji zagrożenia erupcyjnego w procesie dowiercania do złóż gazu ziemnego” Rocznik AGH Wiertnictwo Nafta Gaz, Tom 14,1997

4. Dubiel S., Wiśniowski R., Skrzypaszek K. „Identyfikacja zagrożenia erupcyjnego na podstawie procedury diagnostycznej” Rocznik AGH Wiertnictwo Nafta Gaz, tom 18/1, 2001

5. Dubiel S., Chrząszcz W., Rzyczniak M. „Problemy dowiercania warstw perspektywicznych w otworach naftowych” . UWND AGH, Kraków 2001

6. Dubiel S., Chrząszcz W., Rzyczniak M.: Analiza zmian ciśnień w otworach naftowych podczas dowiercania warstw perspektywicznych w obszarze Przedgórza Karpat. Zeszyty Naukowe AGH „Wiertnictwo, Nafta, Gaz” Rocznik 18, Kraków 2001

7. Dubiel S. , Macuda J., Jamrozik A. :Ocena wpływu technologii stosowanych w wiertnictwie naftowym na środowisko gruntowo-wodne. Zeszyty Naukowe AGH „ Wiertnictwo, Nafta, Gaz”. Rocznik 20/2, Kraków 2003.

8. Dubiel S., Ziaja J.: Schematy blokowe analizy warunków otworowych podczas dowiercania złóż węglowodorów oraz wyboru metody likwidacji erupcji wstępnej. Zeszyty Naukowe AGH „Wiertnictwo, Nafta, Gaz”. Rocznik 23/1, Kraków 2006.

9. Katalogi firmowe „Cameron, NL Shaffer, Hydrill”, 1994

10. Materiały firmowe „Datawell”, „Drill-Lab, Mud Logging Services”, Wołomin,1993

11. Nowakowski M. „Poradnik stosowania przepisów i zasad bezpieczeństwa pracy w górnictwie naftowym. Warszawa 2000.

12. Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 14 czerwca 2002r , Dz. U ,Nr 94 , poz. 841, w sprawie zagrożeń naturalnych w zakładach górniczych;

13. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 12 czerwca 2002r Dz. U nr 94 poz. 838, w sprawie ratownictwa górniczego;

14. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2002r Dz.U 109 poz. 961, w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy , prowadzenia ruchu oraz specjalistycznego zabezpieczenia przeciwpożarowego w zakładach górniczych wydobywających kopaliny otworami wiertniczymi;

15. Szostak L. „Urządzenia do zabezpieczenia wylotów otworów wiertniczych przed erupcją płynów złożowych” Technika Poszukiwań Geologicznych, Zeszyt 2, 1985

16. Ustawa z dnia 4 lutego 1994 r. Prawo Geologiczne i Górnicze.( Dz. U. z 2005 r. Nr 228, poz. 1947, stan prawny: 1 września 2005 r. , 1 stycznia 2006 r. i 2 marca 2006 r. )

7.Opróbowanie złóż węglowodorów próbnikami rurowymi

W profilu otworów naftowych wydziela się warstwy perspektywiczne, to jest zbudowane ze skał porowatych i przepuszczalnych nasyconych węglowodorami, stosując następujące metody:

1).Geologiczno-wiertnicze, oparte na obserwacji procesu wiercenia i wskazaniach aparatury kontrolno-pomiarowej rozmieszczonej na wiertni (laboratoria polowe typu Geoservices, Drill Lab itp.) oraz na badaniach laboratoryjnych rdzeni wiertniczych;

2).Geofizyki wiertniczej (profilowanie otworu sondami);

3).Badania rurowymi próbnikami złoża zapuszczanymi do otworu na przewodzie wiertniczym.

Należy przy tym zauważyć, że na podstawie interpretacji wyników pomiarów uzyskanych dwoma pierwszymi metodami podejmuje się decyzje o konieczności badania rurowym próbnikiem złoża wydzielonej warstwy perspektywicznej. W zakresie oceny perspektywiczności danej warstwy określa się współczynnik porowatości skał zbiornikowych oraz ich litologię i nasycenie węglowodorami, a także wielkość ciśnienia złożowego. Natomiast w zakresie oceny produktywności ustala się wskaźnik potencjalnego wydobycia płynu złożowego oraz przewodność hydrauliczną warstwy i efektywną przepuszczalność skał zbiornikowych, z uwzględnieniem jej zmian w skałach strefy przyotworowej pod wpływem fizyczno-chemicznego oddziaływania płuczki.

Rurowy próbnik złoża (RPZ) stosuje się w celu oceny produktywności warstw gazonośnych, roponośnych lub wodonośnych, które zostały wyznaczone w profilu otworu wiertniczego jako perspektywiczne. Składa się on z wielu elementów zaworowych, pomiarowych, uszczelniających oraz rurowych o określonym przeznaczeniu technologicznym. Elementy te kompletuje się w zestawy próbnikowe (rys.7.1). Zestaw próbnikowy może być zapuszczony do otworu wiertniczego na kolumnie rur płuczkowych lub wydobywczych.

Zestaw RPZ wraz z kolumną, na której jest on zapuszczony do otworu wiertniczego, nazywa się kolumną próbnikową. Zestaw taki kompletuje się w zależności od występujących w otworze wiertniczym warunków geologiczno-technicznych. Poszczególne elementy zestawu mają odpowiednie przeznaczenie technologiczne, określoną konstrukcję i zasadę działania.

Rurowy próbnik złoża (RPZ) może być użyty do opróbowania wydzielonych warstw perspektywicznych w nie orurowanych i w orurowanych odcinkach otworu wiertniczego, przy czym wyniki opróbowań nie orurowanych odcinków otworu wiertniczego są bardziej jednoznaczne. W wyniku użycia RPZ w nieorurowanych odcinkach otworu można uzyskać korzystne efekty ekonomiczne, głównie poprzez wyeliminowanie operacji orurowania i uszczelniania rur okładzinowych. Znaczne korzyści daje właściwa decyzja o wyposażeniu wgłębnym i napowierzchniowym otworu wiertniczego oraz celowości wywołania lub intensyfikacji przypływu płynu złożowego do otworu wiertniczego.

Generalna zasada pomiaru RPZ polega na wytworzeniu różnicy ciśnień (depresji) pomiędzy ciśnieniem złożowym a ciśnieniem w kolumnie próbnikowej w celu wywołania przypływu płynu złożowego i pobrania reprezentatywnej jego próby, a także zarejestrowania krzywych zmian ciśnienia w okresie przypływu płynu złożowego i w okresie odbudowy ciśnienia dennego.

Nowoczesna technika i technologia opróbowania perspektywicznych warstw skał zbiornikowych RPZ powinna zapewniać przede wszystkim pobranie reprezentatywnych prób płynu złożowego i zarejestrowanie pełnego przebiegu zmian ciśnienia dennego podczas całego procesu opróbowania warstwy, co umożliwia uzyskanie jednoznacznych wyników badań.

Rys.7. 1. Schemat typowego zestawu RPZ [17,18]; 1 — but, 2 — obciążniki, 3 — filtr, 4 — ciśnieniomierze rejestrujące, 5 — uszczelniacz, 6 — łącznik bezpieczeństwa, 7 — nożyce hydrauliczne, 8 — osłona ciśnieniomierza, 9 — zawór główny, 10 — autoklawy, 11 — zawór okresowy, 12 — zawór cyrkulacyjny, 13 — rury płuczkowe, 14 — rury okładzinowe, 15 — instalacja napowierzchniowa, 16 — ciśnieniomierz,

17 — iglicowy zawór dławiący, 18 — rurociąg napowierzchniowy

Na podstawie interpretacji wyników opróbowania warstwy skał zbiornikowych RPZ możliwe jest wykonanie m.in.:

• obliczeń parametrów złożowych, takich jak: ciśnienie złożowe, strumień objętości przypływu płynu złożowego, przewodność hydrauliczna warstwy skały zbiornikowej i jej przepuszczalność;

• analizy zmian przepuszczalności skał w strefie przyotworowej;

• oceny produktywności badanej warstwy skały zbiornikowej, a zwłaszcza wskaźnika wydobycia płynu złożowego;

• typowania warstwy skał zbiornikowych do zabiegu intensyfikacji przypływu płynu złożowego.

Zakres i dokładność uzyskiwanych próbnikiem informacji złożowych (o rodzaju płynu złożowego oraz o wielkości parametrów złożowych i produkcyjnych badanej warstwy) uzależnione są w dużym stopniu od stosowanego sprzętu próbnikowego i parametrów technologii opróbowania, a także od metody interpretacji wyników.

TYPOWY PRZEBIEG POMIARU RUROWYM PRÓBNIKIEM ZŁOŻA

Przebieg pomiaru RPZ jest następujący[17]: podczas zapuszczania typowego zestawu próbnikowego do otworu wiertniczego(rys.7.2.a) zawór główny 5 jest zamknięty, toteż znajdująca się w otworze płuczka nie może wpływać do kolumny próbnikowej, lecz częściowo wypierana jest przez prześwit między nie spęczonym uszczelniaczem 10 i ścianą otworu wiertniczego, a częściowo przepływa przez filtr 11 (z przestrzeni pod uszczelniaczem) i wyżej rozmieszczone elementy próbnika i wypływa przez otworki zaworu wyrównawczo-obiegowego 6 do przestrzeni pierścieniowej nad uszczelniaczem. W ten sposób ogranicza się zjawisko tłokowania uszczelniaczem w otworze, które w skrajnym przypadku mogłoby doprowadzić do hydraulicznego szczelinowania skał płuczką wiertniczą w nieorurowanym odcinku otworu, ewentualnie do ucieczki płuczki w powstałe szczeliny albo do obwału do otworu skał niestabilnych.

W miarę zapuszczania, część kolumny próbnikowej (od 20 do 50% jej całkowitej długości) wypełnia się cieczą przybitkową (płuczka, woda) w celu zmniejszenia wielkości początkowej depresji wywieranej na badaną warstwę. Po zapuszczeniu zestawu próbnikowego na spód otworu wiertniczego but 12 opiera się o dno otworu(rys.7.2.a. i b.) lub kotwicę szczękową (rys.7.2.c.) i częścią ciężaru kolumny próbnikowej wywiera się na ten zestaw nacisk osiowy o wartości 70 do 140 kN. W wyniku tego nacisku zamyka się zawór obiegowo-wyrównawczy 6, a element gumowy uszczelniacza 10 spęcza się; dociskany jest on do ściany otworu wiertniczego i otwiera się zawór główny próbnika, z pewnym opóźnieniem (od około 30 do 150 sekund) w stosunku do momentu zapięcia uszczelniacza, Opóźnienie to znacznie ogranicza szkodliwe oddziaływanie siły naporu hydraulicznego słupa płuczki w przestrzeni pierścieniowej otworu na uszczelniacz i kotwicę rurową próbnika (rys.7.2) (elementy 7, 11 i 12). W wyniku zapięcia uszczelniacza oraz otwarcia zaworu głównego, opróbowana warstwa skał zbiornikowych zostaje oddzielona od ciśnienia słupa płuczki w otworze i połączona z wnętrzem kolumny. W ten sposób stworzone zostają warunki dogodne dla przypływu płynu złożowego do kolumny próbnikowej pod wpływem działającej różnicy ciśnienia złożowego i przeciwciśnienia w kolumnie próbnikowej (depresja).

Wielkość przeciwciśnienia w kolumnie próbnikowej zależy od ciężaru właściwego i wysokości słupa cieczy przybitkowej, a także od oporów hydraulicznych przepływu płynu przez zwężkę wgłębną 3 (rys.7.2). W okresie przypływu płynu złożowego słup płynu w kolumnie próbnikowej wznosi się mniej lub bardziej intensywnie, wypierając z niej powietrze, a ciśnieniomierze wgłębne umieszczone w osłonach 7 (rys. 7.2) rejestrują krzywą przypływu. Wypływ powietrza z kolumny próbnikowej jest na powierzchni podstawowym objawem przypływu płynu złożowego, pod warunkiem, że uszczelniacz jest zapięty hermetycznie oraz, że kolumna próbnikowa jest szczelna. Po upływie ściśle określonego czasu przypływu, który w nie orurowanym odcinku otworu może trwać średnio od 30 do 50 minut, zamyka się zawór okresowy (sterowany np. obrotami kolumny w prawo) i odcina przypływ płynu złożowego do kolumny próbnikowej.

Rys. 7.2. Schemat standardowych zestawów RPZ firmy Halliburton[17]: a) zestaw do opróbowania warstwy w nie orurowanym odcinku otworu wiertniczego; b) zestaw do selektywnego opróbowania warstwy w nie orurowanym odcinku otworu wiertniczego; c) zestaw do opróbowania warstwy w otworze orurowanym. 1- rury płuczkowe, 2 — zaw6r cyrkulacyjny, 3 — zwężka wgłębna, 4 — zawór okresowy, 5 — zawór główny, 6 — zawór obiegowo-wyrównawczy, 7 — osłona ciśnieniomierza, 8 — nożyce hydrauliczne, 9 — łącznik bezpieczeństwa, 10 — uszczelniacz cylindryczny, 11 — filtr rurowy, 12 — but, 13 — rurka wyrównywacza ciśnienia, 14 — tacznik wyrównywacza ciśnienia, 15 — kotwica szczękowa, 16 — rura okładzinowa, 17 - płaszcz cementowy, 18 — otworki perforacyjne

Wówczas wartość ciśnienia dennego w przestrzeni pod zaworem okresowym i pod uszczelniaczem odbudowuje się, a ciśnieniomierze rejestrują krzywą odbudowy. Czas potrzebny na odbudowę ciśnienia dennego w nie orurowanym odcinku otworu może trwać średnio od 40 do 80 minut.

Jeżeli podczas opróbowania na wylocie kolumny próbnikowej stwierdzono objawy występowania węglowodorów, wówczas otwiera się zawór cyrkulacyjny 2 (rys.7.2) (sterowany np. różnicą ciśnień cieczy w kolumnie i w przestrzeni pierścieniowej otworu) i w wyniku zatłaczania płuczki do przestrzeni pierścieniowej otworu wypiera się z kolumny próbnikowej przybitkę i płyn złożowy, określając przy tym ich objętość.

Następnie kolumnę próbnikową podciąga się, aby uwolnić zestaw próbnika od nacisku osiowego. Wówczas zamyka się zawór główny oraz otwiera zawór obiegowo-wyrównawczy, co powoduje wyrównanie cię ciśnień w przestrzeni nad i pod uszczelniaczem.

Umożliwia to odkształcenie elementu gumowego i odpięcie uszczelniacza. Próbnik złoża można wówczas wyciągnąć na powierzchnię.

W przypadku stosowania zestawu do selektywnego opróbowania (rys.7.2b), wyrównanie ciśnień w przestrzeni nad górnym uszczelniaczem, między górnym i dolnym uszczelniaczem oraz pod dolnym uszczelniaczem, realizuje się przy użyciu wyrównywacza ciśnienia składającego się z rurki 13 i łącznika 14. W przestrzeni zamkniętej między zaworami głównym i okresowym 4 (jeśli w zestawie nie ma autoklawu) znajduje się próba płynu złożowego, którą przekazuje się do laboratorium w celu określenia jej składu chemicznego.

Nowoczesne zestawy próbnikowe umożliwiają wykonanie wielo cyklowego opróbowania warstwy skał zbiornikowych w wyniku użycia specjalnych zaworów okresowych, które mogą być wielokrotnie zamykane i otwierane. Cykl opróbowania składa się z okresu przypływu płynu złożowego do kolumny próbnikowej i z okresu odbudowy ciśnienia dennego, a cały proces wielo cyklowego opróbowania składa się więc z realizowanych na przemian, następujących po sobie tych okresów. Wyniki wielo cyklowego opróbowania (rys.7.3) dostarczają wielu informacji złożowych, zwłaszcza dotyczących charakterystyki hydrodynamicznej i produkcyjnej badanej perspektywicznej warstwy skał zbiornikowych.

Rys.7.3. Wykres ciśnieniomierza wgłębnego w przypadku wielo cyklowego opróbowania poziomu skal zbiornikowych[17]: p_z - ciśnienie złożowe; P_h - ciśnienie hydrostatyczne słupa płuczki; ∆p_r, - represja słupa płuczki działająca na badany poziom; ∆p_śr1, ∆p_śr2, ∆p_śr3- średnia wartość depresji dla I-go, II-go, III-go przypływu; I KOCD, II KOCD, III KOCD - pierwsza, druga i trzecia krzywa odbudowy ciśnienia dennego; p_p1, p_p2, p_p3, p_k1, p_k2,p_k3 - ciśnienie odpowiednio w początkowym i końcowym punkcie pierwszego, drugiego i trzeciego okresu przypływu; p_ko1, p_ko2, p_k03 - ciśnienie w końcowym punkcie pierwszego, drugiego i trzeciego okresu odbudowy ciśnienia dennego

Na początku lat 70. XX wieku sprowadzono do Polski standardowe zestawy próbnikowe produkcji amerykańskiej firmy Halliburton. Stosowano je sporadycznie do opróbowania perspektywicznych warstw skał zbiornikowych w otworach naftowych, zwykle na głębokościach większych od 3000 m. Natomiast w latach 90, oprócz powszechnie stosowanych próbników firmy Halliburton, w oddziałach Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA, używano także próbników firmy Baker-Lynes.

Obecnie w kraju do opróbowania perspektywicznych warstw skał zbiornikowych w otworach naftowych (a często także w otworach geotermalnych) stosuje się następujące typy próbników amerykańskich [17,18,19]:

• Standard firmy Halliburton,

• Ful-Flo firmy Hafliburton,

• Inflatable firmy Baker-Lynes.

W 2000 roku sprowadzono do Polski najnowsze próbniki firmy Halliburton, typu Ful-Flo, sterowane różnicą ciśnienia z przestrzeni pierścieniowej, nadające się szczególnie do opróbowania warstw perspektywicznych w otworach kierunkowych.

PRÓBNIKI FIRMY HALLIBURTON

RPZ typu Standard firmy Halliburton posiadające średnicę 5” (127 mm) przeznaczone są do opróbowania warstw perspektywicznych w otworach:

• Nie orurowanych o średnicy nominalnej dnom 216 i 311 mm,

• orurowanych kolumnami rur okładzinowych o średnicach 9 5/8” i 13 3/8”.

• natomiast próbniki o średnicy 3 7/8” (98,425 mm) są stosowane w otworach: nie orurowanych o średnicy nominalnej dnom 143 i 357 mm,

• orurowanych kolumnami rur okładzinowych o średnicach 6 5/8” i 7”.

Mają one wytrzymałość na ciśnienie różnicowe do 60 MPa. Uszczelniacze (pakery) typu Standard przeznaczone są do uszczelniania warstw w otworach nieskawernowanych, natomiast uszczelniacze typu RTTS służą do uszczelniania warstw udostępnionych przez perforację w kolumnach rur okładzinowych. Zapięcie próbnika wykonuje się zasadniczo przy użyciu jednego uszczelniacza. W zestawie próbnika zapuszczonego do otworu nie orurowanego można dodatkowo stosować uszczelniacż wspomagający i dystrybutor ciśnienia. Ma to na celu zmniejszenie ciśnienia różnicowego na uszczelniacz, co z kolei potrzebne jest do uszczelnienia w warstwach skał słabo zwięzłych oraz przy stosunkowo dużych różnicach ciśnień. Oprócz poprawy uszczelnienia, ten dodatkowy zespół elementów do próbnika złoża typu Standard ułatwia odpięcie uszczelniaczy bez ich uszkodzenia.

Próbniki typu Standard przeznaczone są do wykonywania opróbowań dwu cyklowych, tj. z dwoma okresami przypływu i dwoma okresami odbudowy ciśnienia dennego. W sytuacjach awaryjnych, po zakończeniu obu cykli opróbowania, zawór okresowy typu obrotowego może służyć jako zawór cyrkulacyjny. Ponadto tego typu próbniki złoża mogą być wyposażone w dwa odrębne zawory cyrkulacyjne, działające niezależnie od siebie. Nad i pod uszczelniaczem można wmontowywać łączniki bezpieczeństwa, służące do uwalniania górnej części zestawu próbnika od przychwyconej dolnej części z kotwicą rurową. Dodatkowym wyposażeniem obowiązkowym są zwykle trzy manometry wgłębne, montowane w osłonach w kotwicy rurowej między nożycami hydraulicznymi a zaworem głównym oraz nad zaworem okresowym, sterowanym obrotami, odcinającym przypływ płynu do kolumny próbnikowej. Zależnie od konstrukcji otworu wiertniczego i warunków technicznych stosuje się trzy różne zestawy tego typu próbnika złoża przedstawione na rysunku 7. 2.

W otworach nieorurowanych zaleca się stosować:

• zestaw jedno uszczelniaczowy o średnicy 5” lub 3 7/8” z kotwicą rurową, w warunkach otworowych, gdy nie ma potrzeby montowania uszczelniacza wspomagającego;

• zestaw jedno uszczelniaczowy o średnicy 5” lub 3 7/8” z kotwicą rurową i uszczelniaczem wspomagającym z dystrybutorem (rozdzielaczem) ciśnienia, gdy jest to uwarunkowane stanem ściany otworu, wielkością depresji, zwięzłością skał badanej warstwy.

W otworach orurowanych zaleca się stosować zestaw jedno uszczelniaczowy o średnicy 5” lub 3 7/8” z kotwicą szczękową lub uszczelniaczem typu RTTS, gdy uszczelniacz ten jest zapinany w kolumnie rur okładzinowych powyżej perforacji odcinka nie- orurowanego lub nad likwidacyjnym korkiem cementowym. Zestaw ten stosuje się do opróbowania perspektywicznych warstw skał zbiornikowych, udostępnionych perforacjami w celu uzyskania oceny hydrodynamicznej, jak też do badań technicznych, np. szczelności korka cementowego lub rur okładzinowych. Szczególnie zalecane jest posługiwanie się takim zestawem w tych przypadkach, gdy odległość od buta kolumny rur okładzinowych do nieorurowanej warstwy jest niewielka (kilkadziesiąt metrów), a ściana otworu wiertniczego nad tą warstwą jest skawernowana lub gdy nie wykonano profilowania XYZ.

Zanim zostanie zaprojektowane opróbowanie warstwy w otworze nieorurowanym, konieczne jest wcześniejsze wyznaczenie odcinka do zapięcia uszczelniacza i ustalenie głębokości zapięcia uszczelniacza.

Głębokość zapięcia uszczelniacza należy dobierać przy zachowaniu następujących zasad:

• uzyskanie jak najmniejszej objętości opróbowywanej przestrzeni otworu wiertniczego,

• zachowanie długości kotwicy rurowej lub rozstawu międzyuszczelniaczowego nie przekraczającego 50 m,

• skrócenie maksymalnie do 10 m przestrzeni poduszczelniaczowej przy badaniu perspektywicznej warstwy zbudowanej z bardzo słabo zwięzłych skał zbiornikowych.

Nawiązując do powyższych zasad, zaleca się wybór miejsca zapięcia uszczelniacza według następujących wariantów:

• w kolumnie rur okładzinowych, jeżeli but tych rur jest zlokalizowany nie wyżej niż 50 m od stropu badanej warstwy skał zbiornikowych;

• w nieprzepuszczalnym stropie opróbowanej perspektywicznej warstwy skał zbiornikowych;

• w stropowej części badanej perspektywicznej warstwy skał zbiornikowych, w przypadku braku innych możliwości;

• w stabilnej części otworu nad skawernowanym stropem badanej perspektywicznej warstwy skał zbiornikowych;

• przy badaniu perspektywicznej warstwy skał zbiornikowych udostępnionej perforacją, nie mniej niż 10 m nad perforacją.

Miejsce zapięcia uszczelniacza w nieorurowanym odcinku otworu dobiera się w oparciu oprofilowanie średnicy otworu wiertniczego.

Zaleca się, aby odcinek ten nie był mniejszy niż L = 4 m. Średnicę uszczelniacza dobiera się w zależności od stanu technicznego otworu wiertniczego i przewidywanej różnicy ciśnień działającej na uszczelniacz w trakcie opróbowania warstwy skał zbiornikowych. Podstawową zasadą stosowaną przy doborze uszczelniacza typu mechanicznego jest aby, średnica uszczelniacza D wynosiła około 95÷85% średnicy otworu wiertniczego.

PRÓBNIK FIRMY BAKER

RPZ typu Inflatable (rys.7.4) jest przeznaczony do opróbowań perspektywicznych warstw skał zbiornikowych w otworach wiertniczych o skawernowanej ścianie i w skałach słabo zwięzłych, czyli w warunkach geologicznych nie pozwalających na uszczelnienie uszczelniaczami mechanicznymi zapinanymi pod działaniem nacisku osiowego. Próbnik ten jest zasadniczo przewidziany do opróbowań selektywnych dwupakerowych oraz wyjątkowo do zapięć jednouszczelniaczowych.

Rys. 7.4. Schemat zestawu rurowego próbnika złoża firmy Baker-Lynes typu Inflatable[19].

Uszczelniacze zapinają się przez napompowywanie ich płuczką i mogą się rozszerzać do średnicy otworu wiertniczego o około 60% większej od średnicy nominalnej.

Można więc nimi opróbowywać warstwy w otworach wiertniczych o powiększonych średnicach, w których występują znaczne zniekształcenia ich ścian.

Dobre właściwości uszczelniające pakerów pompowanych są podstawową zaletą próbnika Inflatable. Równie ważną cechą jest możliwość selektywnego opróbowania kilku perspektywicznych warstw skał zbiornikowych w otworze wiertniczym w jednym marszu. Wówczas w wyniku skrócenia czasu prób zmniejszają się koszty opróbowania. Próbnik zapinany selektywnie nie ma kotwicy rurowej, a zatem nie jest opierany o dno otworu wiertniczego. Pozwała to na uniknięcie komplikacji w postaci zgniatania pozostałości skalnych lub słabo związanego korka cementowego i obsuwania się uszczelniaczy.

Próbnikiem typu Ful-Flo można też wykonywać opróbowanie z jednym uszczelniaczem. Powstają wtedy ograniczenia z powodu braku wyrównywania się ciśnień nad i pod uszczelniaczem, ponieważ wyłączony jest system obejściowy (tzw. by-pass). Praktycznie przy takich zapięciach konieczne jest stosowanie kotwicy rurowej, zwłaszcza jeżeli zapięcie uszczelniacza jest wykonywane w głębokości większej niż w 500 m. Kotwica rurowa zabezpiecza przed obsunięciem się i uszkodzeniem uszczelniacza. Pomimo takiego zabezpieczenia, sposób opróbowania z jednym uszczelniaczem powinien być unikany.

Podczas opróbowania perspektywicznych warstw skał zbiornikowych stosuje się zwykle dwa cykle przypływu ze złoża i odbudowy ciśnienia dennego (tak jak przy próbniku standardowym), ale można zwiększyć liczbę cykli dowolnie. Cecha ta poszerza zalety próbnika typu Inflatable w tym zakresie. Dodatkową dodatnią cechą tego próbnika jest możliwość zapobiegania przed przychwyceniem kolumny próbnikowej, na której jest on zapuszczony, z uwagi na fakt, że w czasie oczekiwania na rejestrację odbudowy ciśnienia dennego, można obracać kolumną próbnikową nad zestawem próbnikowym.

Zalecenia technologiczne

Należy przestrzegać tego, aby [17,18]:

• prędkość zapuszczania zestawu RPZ nie przekraczała 0,5÷1 m/s,

• w trakcie zapuszczania i opróbowania kontrolowana była objętość płuczki wypływającej z otworu wiertniczego i szczelność kolumny próbnikowej,

• zestaw RPZ był szczególnie ostrożnie zapuszczany przez przewężone odcinki otworu wiertniczego,

• w trakcie zapuszczania zestawu RPZ do otworu wiertniczego nie obracano nim.

Próbnik firmy Halliburton typu Standard z uszczelniaczem mechanicznym można stosować do opróbowania warstwy perspektywicznej w otworze nie orurowanym, gdy średnica otworu na odcinku zapięcia uszczelniacza nie odbiega znacząco od średnicy nominalnej, tzn. jest zachowany warunek: D_u = (95÷85)%D_o, a odcinek od miejsca zapięcia uszczełniacza do stropu tej warstwy jest mniejszy niż 50 m. W zestawie tego próbnika może być również stosowany uszczelniacz wspomagający.

. Próbnik firmy Halliburton typu Ful-Flo z uszczelniaczem RTTS zapinanym w kolumnie rur okładzinowych można stosować do opróbowania perspektywicznej warstwy skały zbiornikowej udostępnionej przez perforację rur okładzinowych lub zalegającej do 50 m poniżej buta kolumny rur okładzinowych. Dolny odcinek otworu wiertniczego może być odcięty korkiem cementowym.

Próbnik firmy Baker-Lynes typu Infiatable zaleca się stosować do selektywnego opróbowania warstwy perspektywicznej w otworze nie orurorwanym, gdy średnica otworu jest znacznie większa od nominalnej lub ściana otworu jest zbudowana ze skał słabo zwięzłych. Najlepsze wyniki pracy tym próbnikiem uzyskuje się przy opróbowaniach selektywnych. Próbnik ten może też być użyty do zapięć w kolumnach rur okładzinowych. Zalecany rozstaw uszczelniaczy nie powinien być większy niż 55 m.

W celu poprawy warunków przypływu płynu złożowego, począwszy od 1996 r., w Polskim Górnictwie Naftowym i Gazownictwie zabieg perforacji okładziny otworu wiertniczego połączono z zabiegiem opróbowania. Stało się to możliwe dzięki zastosowaniu rurowego próbnika złoża produkcji amerykańskiej firmy Halliburton typu Ful-Flo o średnicy nominalnej 5”. Zestaw tego typu próbnika charakteryzuje się pełnym wewnętrznym przelotem umożliwiającym swobodne opadanie w kolumnie próbnikowej zbijaka inicjującego detonację ładunków wybuchowych perforatora modułowego typu PRM- 102 podwieszonego pod zestawem próbnika złoża typu Ful-Flo.

Dużą zaletą połączenia zabiegu perforacji okładziny otworu wiertniczego z zabiegiem opróbowania perspektywicznej warstwy skały zbiornikowej jest to, że perforacja wykonywana jest wówczas w warunkach braku szkodliwego oddziaływania ciśnienia słupa płuczki i jej fazy stałej na drożność wytworzonych otworków perforacyjnych. Ponadto, zaraz po wytworzeniu tych otworków następuje wywołanie przypływu płynu złożowego do próbnika pod wpływem wytworzonej różnicy ciśnień (depresji). Tak więc ciśnienie hydrostatyczne słupa płuczki wypełniającej otwór wiertniczy odcięte jest uszczelniaczem próbnika i nie ma kontaktu z badaną warstwą skał zbiornikowych.

Nowoczesna technika opróbowania stwarza możliwość selektywnego badania perspektywicznych warstw skał zbiornikowych, bez względu na ich odległość od dna otworu wiertniczego bez konieczności wykonywania korków cementowych. Do tego celu używa się próbników złoża firmy Baker-Lynes typu Inflatable. Możliwe jest przy tym czterokrotne zapięcie tego próbnika przy jednym marszu zestawem dwu uszczelniaczowym. Wówczas rozstaw między uszczelniaczami nie zmienia się.

Interpretacja metodą Hornera wyników opróbowania warstwy roponośnej rurowym próbnikiem złoża

Różnice pomiędzy początkowym ciśnieniem złożowym p_z i ciśnieniem dennym podczas jego odbudowy p_ds można przedstawić jako sumę spadku ciśnienia spowodowanego przypływem płynu złożowego do otworu o strumieniu objętości +q w okresie czasu t+၄t oraz o strumieniu objętości -q w okresie czasu Δt, gdzie t - czas przypływu płynu złożowego do otworu wiertniczego liczony od momentu wywarcia depresji na poziom do zamknięcia zaworu okresowego; ၄t ­czas odbudowy ciśnienia dennego liczony od momentu zamknięcia zaworu okresowego do rozpatrywanego momentu opróbowania. W ten sposób otrzymano zależność[18]

(7.1)

lub po przekształceniu i uproszczeniu

(7.2)

D.R.Horner zaproponował najpierw zastosowanie wzoru (7.2) do interpretacji krzywych odbudowy ciśnienia dennego zarejestrowanego podczas krótkotrwałej eksploatacji otworu wiertniczego. Następnie, wzór ten był zalecany do zastosowania przy interpretacji krzywych odbudowy ciśnienia dennego zarejestrowanych podczas opróbowania warstw perspektywicznych próbnikiem rurowym w procesie wiercenia otworu [18].

Kolejność określania parametrów złożowych przy zastosowaniu wzoru (7.2) jest następująca. Zarejestrowaną przez ciśnieniomierz wgłębny w czasie opróbowania krzywą odbudowy ciśnienia dennego dzieli się na równe odcinki czasowe, przez naniesienie na niej n-tej liczby punktów (zalecane10 punktów) . Dla każdego i-tego punktu odczytuje się wartość ciśnienia dennego statycznego p_da,i oraz określa się wartości ilorazów czasów
(przy czym t= const). Następnie punkty te nanosi się w pół logarytmicznym układzie współrzędnych, w którym na osi odciętych nanosi się wartości
, a na osi rzędnych - wartości p_ds.,i.

Zgodnie z równaniem (7.2), punkty te powinny ułożyć się na linii prostej, nachylonej w stosunku osi odciętej pod kątem, którego tangens, rozumiany jest jako współczynnik nachylenia

, (7.3)

wyrażony w jednostkach ciśnienia na cykl logarytmiczny.

Wartość m można określić metodą graficzną jako różnicę: m = p_z - p_ds1

gdzie: p_ds1 - ciśnienie denne odpowiadające wartości

Toteż w hydrodynamice przyjęto określać wielkość m jako różnicę ciśnień przypadającą na cykl jednostkowego odcinka skali logarytmicznej. Stąd wartość liczbową m podaje się w Pa/cykl lg, a we wzorach uwzględnia się wymiar m w Pa.

Prosta otrzymana w omawianym pół logarytmicznym układzie współrzędnych przecina oś rzędnych w punkcie p_ds = p_z, ponieważ wówczas
co zachodzi wtedy, gdy Δt
∞, tj. kiedy czas odbudowy ciśnienia dennego jest nieskończenie długi. W taki sposób uzyskuje się pierwszy parametr złożowy, czyli początkowe ciśnienie złożowe - p_z .

Kolejny parametr złożowy zwany hydroprzewodnością - wskaźnik przewodności hydraulicznej:
- można określić na podstawie wielkości m wyznaczonej metodą graficzną , stosując wzór

(7.4)

Jeżeli posiadamy dane o lepkości płynu złożowego ၭ i efektywnej miąższości warstwy perspektywicznej h, to możemy określić przepuszczalność skał, stosując wzór

, m² (7.5)

gdzie: q - strumień objętości przypływu płynu złożowego, m³/s;

m - współczynnik nachylenia krzywej odbudowy ciśnienia dennego w układzie pół logarytmicznym, Pa/cykl log;

h - miąższość efektywna poziomu skał zbiornikowych, m;

k - współczynnik przepuszczalności skał zbiornikowych, m², ( 1m² = 0,981·10^-15 mD).

Dane do ćwiczenia:

1. Dane techniczne:

Średnica wewnętrzna kolumny próbnikowej: d_w = 0,1086 [ m ]

Głębokość umieszczenia ciśnieniomierza wgłębnego: H_m = (1500 + 5თ nr) [ m ]

Ciężar właściwy płuczki: γ_p = (12000 + 25 თ nr) [ N/m³ ]

2. Dane technologiczne:

Czas okresu przypływu: t = 30 [ min.]

Czas okresu odbudowy ciśnienia Δt = 35 [ min.]

Wysokość słupa przybitki wodnej: h_w = 300 [ m ]

Ciężar właściwy wody jako przybitki: γ_w = 10000 [ N/m³ ]

3. Dane geologiczno-złożowe

Miąższość warstwy perspektywicznej: h = (30+nr) [ m ]

Porowatość skały zbiornikowej f = (7 + nr ) [%]

Współczynnik ściśliwości skały: c_s = 0,5 ·10 ^-10[Pa^-1]

Współczynnik ściśliwości ropy: c_r = 4 ·10 ^-9[Pa^-1]

Ciężar właściwy ropy: γ_r = (7850 + 5თ nr) [ N/m³ ]

Lepkość ropy w warunkach złożowych: μ_r = (0,9 - 0,01 თ nr) · 10^-3 [ Pa .s ]

4. Wyniki pomiarów:

Wartość ciśnienia przy którym rozpoczął się przypływ: P_P = 3 MPa

Wartość ciśnienia przy którym zakończył się przypływ: P_do = 6 MPa

Czas odbudowy ciśnienia dennego dzieli się na dziesięć równych części i te wartości oraz odpowiadające im wartości ciśnienia , a także odpowiednie wartości ilorazu czasów, zestawia się w tabeli 7.1.

Tabela7. 1:Współrzędne i-tych punktów odczytane z wykresu odbudowy ciśnienia dennego dennego oraz odpowiednie wartości ilorazu czasów

Pdsi	MPa
Δti	min
	[-]

Następnie, wykorzystując te współrzędne (tab.7.1) w układzie pół logarytmicznym sporządza się wykres zależności P_dsi=f (
), który ma postać linii prostej. Przedłużając przebieg tej linii do przecięcia z osią rzędnych, otrzymuje się w punkcie przecięcia wartość ciśnienia złożowego p_z (metoda ekstrapolacji).

Rys.7.5 Wykres zmian ciśnienia dennego jedno cyklowego opróbowania

5. Procedura określania parametrów złożowych i wskaźników oceny stanu przepuszczalności skał w strefie przyodwiertowej:

Wydatek przypływu ropy:

Wartość ciśnienia złożowego określona metodą ekstrapolacji :P_zł = MPa

Współczynnik m jako nachylenie prostej:

Przewodność hydrauliczna warstwy ε:

Przepuszczalność skał k:

Wskaźnik brzegowy ( skin - effect) S:

Współczynnik strat ciśnienia WSC:
....

Wskaźnik natężenia przepływu WN:

;

Wskaźnik potencjalnego natężenia przypływu WPN:

Wskaźnik uszkodzenia przepuszczalności skał w strefie przyodwiertowej WU:

Wydobycie potencjalne q_pot:

Sprawność złoża η:

Współczynnik piezoprzewodności
:

Promień badania próbnikiem R_b:

Komplet informacji złożowych uzyskiwanych z opróbowania powinien zawierać następujące dane:

1) rodzaj nasycenia skal zbiornikowych;

2) wielkość pierwotnego ciśnienia złożowego;

3) przepuszczalność skal zbiornikowych w strefie odległej od otworu;

4) przepuszczalność skał w strefie przyotworowej;

5) promień strefy poziomu o uszkodzonej (lub polepszonej) przepuszczalności skal;

6) wskaźnik efektu przyotworowego - skin effect;

7) promień strefy badanej próbnikiem;

8) występowanie oraz odległości od otworu wiertniczego granic nieciągłości poziomu skal zbiornikowych (uskok, wyklinowanie, nagła zmiana przepuszczalności skał);

9) stopień wyczerpalności poziomu w badanej strefie;

10) wpływ represji płuczki na odbudowę ciśnienia dennego;

11) zdolność poziomu do samooczyszczenia się strefy przyotworowej z kolmatanta.

Informacje dotyczące ośmiu pierwszych punktów można uzyskać na podstawie jedno cyklowego opróbowania. W celu uzyskania pełnego kompletu informacji (1 - 11) konieczne jest wykonanie co najmniej dwu cyklowego lecz najlepiej wielo cyklowego opr6bowania, na podstawie którego można prześledzić dynamikę zmian ciśnienia złożowego oraz efektu przy- otworowego (skin effect), a także maksymalną strefę poziomu badaną próbnikiem.

c.d. LITERATURA dotycząca opróbowania złóż węglowodorów

17. Dubiel S.: Zagadnienia opróbowania złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. Skrypty Uczelniane Nr 1309. Wydawnictwa AGH. Kraków 1992.

18. Dubiel S., Chrząszcz W., Rzyczniak M.: Problemy opróbowania warstw perspektywicznych rurowymi próbnikami złoza. AGH Uczelniane wydawnictwa Naukowo-Dydaktyczne. Kraków 2003.

19. Dubiel S., Chrząszcz W., Rzyczniak M.: Rozwój techniki opróbowań poziomów perspektywicznych rurowymi próbnikami złoża na przykładzie Zakładu Poszukiwań Nafty i Gazu w Krakowie. VII Konferencja WWNiG 1996.

3

Rys 2. Schemat typowego zestawu głowic przeciw erupcyjnych stosowanego przy wierceniu otworów naftowych [9]

1. - wstępna kolumna rur okładzinowych;

2. - prowadnikowa kolumna rur okładzinowych;

3. - techniczna kolumna rur I;

4. - techniczna kolumna rur II;

5. - więźba rurowa;

6. - rurociąg do zatłaczania otworu płuczką

pod ciśnieniem;

7. - rurociąg odprowadzający płuczkę z otworu;

8. - głowica przeciwerupcyjna szczękowa

(Shafer IWS 13 ⁵/₈” - 69 MPa);

9. - uniwersalna głowica przeciwerupcyjna

(Hydril GK 14” - 34,5 MPa);

10. - zasuwa 2” - 20,7 MPa;

11. - zasuwa 2” - 34,5 MPa,

12. - zasuwa 2¹/₁₆” - 69,0 MPa (Mac Evoy);

13. - zasuwa 2¹/₁₆” - 69,0 MPa (Mac Evoy);

14. - zasuwa 4¹/₁₆” - 69,0 MPa (Mac Evoy)

8

8

7

13

9

14

6

12

11

12

5

4

3

11

1

10

2

---