Щ новые технопогии_
ПРИМЕНЕНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ КАЧЕСТВЕННОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
И. ЗОБНИН, "ЛукойлВолгоградНИПИморнефть"
Успех проводки скважин в значительной степени зависит от состава и свойств буровых растворов, позволяющих решать следующие задачи:
• предупреждение неустойчивых глинистых пород;
• предупреждение дифференциальных прихватов и сальникообразований;
• оптимизация процесса очистки скважины от выбуренной породы за счет высоких удерживающих и выносящих способностей раствора;
• сведение к минимуму наработки бурового раствора;
• обеспечение качественного вскрытия продуктивных пластов.
В последние годы в мировой практике широкое распространение получили ингибирующие полимерные системы, обладающие целым рядом технологических достоинств в сравнении с обычными глинистыми растворами. Основой таких растворов является биополимер, который при оптимальном содержании (2-6 кг/м3) придает системе псевдопластичные свойства. При высоких скоростях сдвига (в насадках долота) вязкость такого раствора снижается практически до уровня вязкости воды, что обеспечивает повышение показателей работы долот на 20-30% по сравнению с обычными глинистыми растворами и позволяет увеличить скорость проходки на 30-45%.
При низких скоростях сдвига (за-трубное пространство) биополимерная система обладает высокой удерживающей и выносящей способностью за счет повышенных значений предельного
динамического и статического напряжения сдвига и, следовательно, обеспечивает эффективную очистку ствола скважины от выбуренной породы.
Для сохранения такого эффекта содержание активной (коллоидной) составляющей твердой фазы, поступающей в раствор из выбуренной породы, должно быть минимальным (МБТ~30 кг/м3). Такие показатели достигаются за счет высоких ингибирующих и капсулирующих свойств раствора, эффективного использования механических средств очистки и необходимого темпа разбавления бурового раствора комбинированным реагентом, содержащим основные полимеры.
Предупреждение дифференциальных прихватов и сальникообразований достигается за счет малой величины водоотдачи, низких значений МБТ (20-30 кг/м3) и высоких смазочных свойств бурового раствора.
Высокое качество вскрытия и закан-чивания скважин достигается за счет использования высокоингибирующего бурового раствора и специально подобранного по фракционному составу карбонатного кольматанта из мраморной крошки.
Анализ данных использования ингиби-рующих растворов не позволяет выяснить преимущества какого-либо из применяемых ингибиторов (или их композиции), влияющих на устойчивость глинистых пород майкопа, из-за значительного колебания их концентраций в составе раствора на анализируемых скважинах.
В настоящее время при бурении неустойчивых глинистых пород зарубежные и отечественные фирмы широко используют высокоингибирующие буровые растворы, содержащие ионные (в основном КС!) и полимерные ингибиторы глин: частично гидролизованные полиакрила-миды (ЧГПАА), гликоли (многоатомные спирты), полигидроксильные амины (С!аувеа!), сульфированный асфальт (Бокех, Ваго-Тго!) и др.
Выбор ингибиторов глин обычно базируется на знании минералогического состава, физико-химических свойств неустойчивых глин и лабораторной оценке ингибирующих свойств реагентов или буровых растворов, приготовленных на их основе. Этот раствор принципиально отличается от традиционных глинистых растворов по составу твердой фазы, фильтрата и реагентами - регуляторами свойств бурового раствора.
Основой системы является биополимер, который при оптимальном содержании в растворе (2-6 кг/м3) создает псевдопластические структурно-механические свойства системы. Другие полиса-харидные реагенты (крахмал, РАС-Р/Ц, входящие в систему, регулируют водоотдачу и структурно-механические свойства.
Так, из данных, приведенных на рис. 1, видно, что темп углубления скважины № 3 Хвалынской площади (шельф Каспийского моря) с использованием биополимерного ингибирующего раствора примерно в два раза выше по сравнению
22
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 4/ 20 0 5
новые технопогии
со скважиной № 1, пробуренной с промывкой обычным глинистым раствором в аналогичных геологических условиях анализируемого интервала. При этом содержание тонкодисперсной части породы (МВТ) в ингибирующем растворе было примерно в 1,5 раза меньше, что в совокупности со специфическими реологическими свойствами раствора привело к увеличению скорости проходки.
Технология первичного вскрытия продуктивных пластов существенно влияет на последующую продуктивность скважин. В первую очередь, это связано с составом и свойствами бурового раствора, все компоненты которого участвуют в этом процессе.
Существует множество систем на нефтяной и водной основе, в разной степени решающих проблему качественного вскрытия продуктивных пластов.
В последние годы на основе глубоких исследований и международного опыта разработано семейство ингибирующих полимерных систем, обеспечивающих успешную проводку скважин с высокими ТЭП работы долот и качественное вскрытие продуктивных пластов с сохранением естественной проницаемости на 80-90%.
Для более качественного вскрытия продуктивных пластов в буровой раствор вводится не менее 5% мраморной крошки, которая в сочетании с полисахарид-ными реагентами обеспечивает надежную кольматацию приствольной зоны ствола и позволяет сохранить естественную проницаемость коллектора.
Фильтрат раствора содержит хлористый калий, необратимо подавляющий процесс набухания глинистых частиц, находящихся в порах пласта.
Полисахаридные полимеры, находящиеся в фильтрате раствора, проникшего в пласт, довольно быстро деструкти-руют (2-3 недели). В результате этого вязкость фильтрата снижается практически до вязкости воды. Кроме того, в фильтрате раствора содержится специ-
Типовой состав и свойства ингибирующего биополимерного раствора, кг/м3:
Биополимер 3-6
№ОН (КОН) 0,5-2
Na2CO3 0,5-2
Крахмал 10-15
РАС-R 3-4
РАС-SL 2-3
кс1 50-100
Мраморн. крошка - 75/150 50-100
Пеногаситель 0,2
Биоцид 2
Показатели свойств раствора:
Плотность, г/см3 1,06-1,25
Условная вязкость, с 40-50
Пластическая вязкость,мПа^с 12-20
ДНС,дПа 80-140
СНС,дПа 20-40/30-60
Водоотдача, см3/30 мин. (API) 4-6
рН 9-10
Содержание КС1 в фильтрате, % 5-10
МВТ, кг/м3 20-30
Рис. 2. Зависимость коэффициента восстановления проницаемости керна от содержания мраморной крошки
альный ПАВ, который эффективно гид-рофобизирует стенки каналов пласта, повышая их проводимость по нефти.
В результате указанных процессов полимерная система в минимальной степени загрязняет продуктивный пласт. Северный промысловый опыт (более 1000 скважин только в Западной Сибири) свидетельствует о том, что с применением указанных полимерных растворов достигается сохранение естественной проницаемости пластов на 70-90%. При этом резко снижаются затраты времени и средств на освоение скважин. При необходимости ингибирующая активность системы может быть усилена полиглико-лями и реагентом Бо^ех. Для реализации физического фактора устойчивости глин раствор может быть утяжелен.
Биополимерная система специально разработана как экологически чистый буровой раствор. Все его реагенты биологически разлагаемы. Типовой состав биополимерного ингибирующего бурового раствора и его свойства приведены ниже.
Технология его приготовления отличается простотой, а срок приготовления ограничивается временем ввода в систему основных реагентов и материалов.
Существенной особенностью является то, что характер и степень минерализации воды затворения (в том числе морской) не оказывают особого влияния на качество получаемого раствора и технологию его приготовления, в которой очередность ввода компонентов также несущественна. При этом кажущийся перерасход дорогостоящих реагентов экономически выгоден, т. к. эффект от повышения ТЭП работы долот в несколько раз превышает дополнительные затраты на реагенты.
Влияние мраморной крошки как реагента, способствующего сохранению коллекторских свойств, наиболее наглядно видно из рис. 2. Полученные результаты показывают весьма высокую эффективность нового направления в обеспечении качественного вскрытия продуктивных пластов - применение малоконцентрированных дисперсных систем.
Стоимость биополимерной системы выше, чем обычных буровых растворов. Однако в силу указанных достоинств эта система является эффективной, и в определенных условиях ей нет альтернативы.
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 4/2005
23
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.