Растворы для капитального ремонта скважин

Применение облегченных технологических жидкостей для глушения и капитального ремонта скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД)

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 13.05.2016 2016-05-13

Статья просмотрена: 3443 раза

Библиографическое описание:

Аманов, М. А. Применение облегченных технологических жидкостей для глушения и капитального ремонта скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) / М. А. Аманов, Г. А. Ишангулыев. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2016. — № 10 (114). — С. 117-123. — URL: https://moluch.ru/archive/114/29193/ (дата обращения: 04.07.2021).

1. Актуальность проблемы

Высокие технико-экономические показатели бурения нефтяных и газовых скважин в значительной степени зависят от создания все более совершенных типов буровых растворов.

Одним из основных требований, предъявляемых к буровым растворам, является увеличение скорости проходки при минимальных затратах материалов и химических реагентов для их приготовления и регулирования свойств. При этом буровые растворы должны обеспечивать безопасность ведения заключительных работ по выводу скважин из бурения с максимальной продуктивностью.

Поэтому в отечественной практике все большее внимание уделяется растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов (наиболее ответственному этапу в цикле строительства скважин), для глушения скважин при их капитальном ремонте и освоения.

В настоящее время нефтегазовые и буровые компании, осуществляя заканчивание и капитальный ремонт скважин на больших глубинах, все чаще сталкиваются с трудностями разработки залежей с аномально низкими пластовыми давлениями.

2. Обзор жидкостей для глушения икапитального ремонта скважин вусловиях АНПД

Жидкости, применяемые при ремонтных работах для промывки и глушения скважин должны обеспечивать:

‒ минимальное проникновение фильтрата и самой жидкости в призабойную зону пласта;

‒ легкость извлечения из призабойной зоны фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости;

‒ предотвращение образования осадков, снижающих проницаемость пористой среды;

‒ предотвращение образования стойкой водонефтяной эмульсии и набухания глин.

Указанным требованиям частично или полностью отвечают:

‒ специально обработанные глинистые растворы;

‒ растворы на углеводородной основе;

‒ водные растворы солей;

‒ газообразные агенты и др.

Недостатками примененияглинистых растворов в качестве жидкостей глушения при капитальном ремонте является то, что применение их не позволяет получить растворы низкой плотности, вызывает набухание глинистых частиц, приводит к кольматации продуктивного пласта и требует дополнительной кислотной обработки при освоении скважины.

В наибольшей степени требованиям к жидкостям глушения в условиях аномально низких давления пласта удовлетворяют растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии, применение которых позволяет повысить продуктивность скважин в 2 и более раза по сравнению со скважинами, глушенными глинистыми растворами на водной основе.

Растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии обладают высокими закупоривающими свойствами, препятствующими проникновению воды и твердой фазы бурового раствора в пласт в процессе его вскрытия или глушения. Кроме того, сама основа углеводородных растворов не оказывает столь вредного влияния на проницаемость пласта, как фильтрат растворов на водной основе.

В растворах, приготовленных на углеводородной основе (РНО), в качестве дисперсионной среды используют нефть и нефтепродукты (дизельное топливо, соляровое масло и др.), а в качестве дисперсной фазы — окисленный битум. Если РНО сравнить с глинистыми растворами, то роль глины выполняет битум, а роль воды — дизельное топливо. Частицы глины создают структуру в глинистом растворе, а частицы битума имеют склонность к созданию структуры. Поэтому в РНО добавляют большое количество структурообразователя — мыла жирных кислот или окись кальция. Используют также мазутно-соляровые растворы различной рецептуры.

В гидрофобных эмульсионных растворах (ГЭР) дисперсионная среда — нефть или нефтепродукты, а дисперсная среда — вода, пластовая вода или растворы солей хлористого кальция и т. д. В качестве эмульгатора-стабилизатора применяют дегидратированные полиамиды. ГЭР, не содержащие твердый утяжелитель, можно применять в скважинах с температурой до 90 о С, а утяжеленные — до 55 о С. Недостатком этих растворов является их невысокая термостойкость /1/.

Разновидностей жидкости для глушения скважин довольно много, большинство рецептур запатентовано российскими учеными /2–5/, в которых рассматривается блокирующая способность составов.

Использование жидкости глушения на водной основе (водные растворы солей), как правило, приводит к снижению дебитов скважин по нефти, росту обводненности добываемой продукции и длительным срокам их освоения в послеремонтный период. Вызывается это, в первую очередь, отрицательным воздействием таких жидкостей на фильтрационные характеристики ПЗП.

Так, в качестве блокирующих жидкостей применяют водные растворы хлористого натрия и хлористого кальция. Как показывает практика эксплуатации скважин, глушение скважин этими растворами в большинстве случаев способствует загрязнению призабойной зоны и продуктивного пласта, что приводит к ухудшению продуктивности скважин и отрицательно сказывается на освоении скважины после ремонта.

Предлагаемые ООО «Промсоль югра» составы для глушения «Рекас-600», «Аксис», выполняют при операции глушения две функции: эффективное глушение и одновременно мягкую обработку призабойной зоны. В них находятся ингибиторы солеотложения, ПАВ и гидрофобизаторы. Это поверхностно-активные кислотные растворы (ПАКР) используют для улучшения проницаемости пласта при вторичном вскрытии пластов перфорацией и глушении скважин. Состав ПАКР разработан таким образом, чтобы обеспечить гибкость при выборе плотности, солености, термостойкости для конкретных условий. Плотность раствора от 1050 до 1190кг/м 3 .

В условиях АНПД отрицательного эффекта можно избежать, если использовать жидкости глушения на водной основе, имеющие низкое межфазное натяжение на границе с углеводородами, или пенные системы /7–9/. Для этого используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) и получают пенные растворы.

Закачка в скважину пены, полученной с помощью аэратора, пенообразующей жидкости и компрессора — этот способ применим для нефтяных скважин, а не для газовых, т. к. наличие воздуха может привести к образованию взрывоопасной смеси. В этом случае надо применять газ высокого давления или азот.

Для эффективного вспенивания раствора следует применять смесь нефте- и водорастворимых ПАВ. Таким образом можно вспенить смеси воды и конденсата при содержании последнего до 50 %. При увеличении содержания углеводородной фазы от 5 до 50 % стабильность пены снижается в 1,5–3 раза по сравнению с пенообразованием в водном растворе, а кратность в 1,5–2 раза. Для получения одинакового по объему количества пены (50:50) необходимо в 5 раз увеличить объем продуваемого воздуха по сравнением с водным раствором.

В качестве жидкостей глушения скважин с АНПД используют двухфазные и трехфазные пены.

Двухфазные пены содержат: углеводороды, водные растворы, стабилизаторы (ПАА, КМЦ), пенообразователь (анионоактивные ПАВ); или углеводороды, хлоркальциевую воду, пенообразователь-стабилизатор (силикат натрия или КМЦ).

Трехфазные пены более устойчивы. Они содержат дополнительно твердую фазу (глина, гипс, графит, полиэтилен).

Однако пенные растворы непросто получить, для этого требуется специально оборудование. Кроме того, они термически и механически не устойчивы, что приводит к их разрушению в процессе капитального ремонта скважин.

В последние годы за рубежом начато широкое внедрение уникальной микропузырьковой системы под названием «Афроникс» для бурения и заканчивания скважин в условиях АНПД /6/ без использования компрессорного оборудования. Данная система разработана фирмой «М-IDrillingFluids» компанией «Smith/Schlumberger» (США). Она содержит так называемые афроны — микроскопические пузырьки воздуха, защищенные многослойной оболочкой из полимеров и ПАВ. Благодаря уникальным свойствам афронов, данная жидкость создает упругий непроницаемый барьер в призабойной зоне продуктивного или поглощающего пласта, что позволяет бурить скважину при коэффициенте аномальности пластового давления до 0,2 и при репрессии 30МПа, с высоким качеством вскрытия продуктивного пласта.

Основные отличия афронов от пен:

‒ двухслойная оболочка из ПАВ с промежуточным слоем загущенной полимером воды, в то время, как оболочка пузырька обычной пены состоит из одного мономолекулярного слоя ПАВ;

‒ газовое ядро афрона находится под давлением;

‒ малые размеры и высокая прочность афронов обуславливает несжимаемость системы в отличие от аэрированных и пенных систем.

Таким образом, существующие технологии «легких» технологических жидкостей для условий низкого пластового давления ограничены тремя способами уменьшения плотности рабочей жидкости:

‒ дисперсные системы, предусматривающие ввод в жидкую среду газообразных компонентов или поверхностно-активных веществ и получение пенных растворов;

‒ дисперсные системы на углеводородной основе, в которых в качестве дисперсионной среды используют нефть или нефтепродукты (дизельное топливо, соляровое масло и др.);

‒ дисперсные системы «Афроникс».

Современное состояние проблемы глушения скважин с АНПД на поздней стадии разработки показывает, что эффективность глушения скважин при их капитальном ремонте может быть повышена при комплексном подходе к решению проблемы в содружестве специалистов науки и производства.

3. Регулирование свойств растворов, применяемых для глушения скважин при капитальном ремонте

Выбор путей подбора рецептур растворов для глушения диктуется необходимостью придания им новых свойств, которые определяются параметрами, соответствующими требованиям геолого-технических условий скважины.

Приготовление жидкости для глушения — это первичная химическая обработка раствора, при которой последняя приобретает необходимые параметры. По завершению капитального ремонта скважины раствор может быть повторно использован после дополнительной обработки. При этом расходуется значительно меньше химических реагентов, чем при первичной обработке жидкости. При дополнительной обработке используют часто те же реагенты.

В связи с изложенным расход реагентов для обработки раствора значительно зависит от того, какая производится обработка. Однако во всех случаях необходимо стремиться к тому, чтобы расход реагента был по возможности минимальным. Для этого выбирают реагент, наиболее эффективный в данных условиях. Это — основное условие подбора рецептур обработки.

Не всегда в распоряжении предприятия имеются реагенты в необходимом ассортименте, поэтому при подборе рецептур используют реагенты, которые имеются в наличие в цехе или могут быть туда доставлены. Соответствие между выбираемыми реагентами и имеющимися в наличие — второе условие подбора реагентов.

Расход химических реагентов и других материалов, необходимых для приготовления жидкостей глушения и регулирования их свойств велик, достигает многих сотен тонн. Разнообразны и процессы, которые используются при регулировании. Однако все известные способы регулирования в основном можно свести к трем:

1. Изменение соотношения между активными компонентами в жидкости;
2. Изменение свойств (состояния) дисперсной системы, которой является жидкость глушения, добавлением соответствующих химических реагентов, изменяющих поверхностные и реологические свойства жидкости глушения в целом;
3. Изменение содержания в растворе, воздуха, нефти или другой углеводородной жидкости.

Первые два способа в основном используют для регулирования структурно-механических свойств и фильтрационных характеристик промывочной жидкости, последний — для регулирования плотности. При этом жидкость приобретает свойства, обеспечивающие осуществление необходимых функций в процессе ее применения.

Регулирование свойств коркообразования понимают как уменьшение водоотдачи жидкости, поскольку специальной задачи, предусматривающей повышение водоотдачи, практически не существует. Под регулированием структурно-механических свойств и плотности жидкости понимают их изменение: ослабление структурно-механических свойств и усиление их. В первом случае это означает уменьшение величин вязкости и предельного статического напряжения сдвига, а во втором — увеличение этих параметров. Изложенное и определяет способ исправления недостатков данной жидкости глушения, вызванных теми или иными причинами. Если вязкость промывочной жидкости вследствие избытка стабилизаторов превышает требуемую величину, необходимо разбавить дисперсную систему водой, если вязкость мала из-за недостатка полимеров, необходимо добавить их.

В общем случае для повышения величины какой-либо характеристики жидкости глушения необходимо осуществить процесс, противоположный тому, который вызвал ее понижение. Так если недостаточное содержание реагента вызвало повышение водоотдачи, необходимо добавить реагент-понизитель водоотдачи.

Указанное позволяет все виды регулирования основных свойств жидкости глушения свести в табл. 1.

Основные виды регулирования параметров раствора

Параметр раствора

Отклонение величины от требуемой

Причины, вызвавшие отклонение

Источник

Буровые растворы для бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин

Буровой раствор — первая технологическая жидкость, вступающая во взаимодействие с вновь вскрываемой породой

Качество строительства скважин, в т. ч. и качество вскрытия продуктивного пласта, во многом зависит от применяемого бурового раствора, поскольку буровой раствор — 1 я технологическая жидкость, вступающая во взаимодействие с вновь вскрываемой породой.

В процессе бурения необходимо производить контроль реолологических параметров бурового раствора с целью предупреждения обвалов стенок и размыва устья скважины.
После утяжеления раствора за счет выбуренной породы до необходимой плотности необходимо обеспечить качественную очистку бурового раствора.
В случаи поглощения бурового раствора применять вязкие пачки с наполнителем (кордовое волокно, резиновая крошка, древесные опилки, ореховая скорлупа).
Перед спуском обсадной колонны рекомендуется обработать буровой раствор смазывающей добавкой FK-Lube или иными смазывающими добавками.

Основные компоненты буровых растворов:

• Бентонит — структурообразователь, регулятор реологии и понизитель водоотдачи бурового раствора, коркообразующий компонент.
• Ca(CO₃)2 — кольматант мелкого и среднего помола, применяемый для образования тонкой фильтрационной корки и утяжеления раствора.
• Сода каустическая — регулятор рН.
• Desco CF — разжижитель применяемый для всех типов глинистых растворов.
• Гаммаксан — биополимер.
• FK-Lube — смазывающая добавка для снижения сил трения и крутящего момента при бурении наклоннонаправленых горизонтальных скважин, для профилактики дифференциального прихвата.
• ПЭС-1 — универсальный жидкий пеногаситель.
• ПАЦ НВ — применяется для снижения показателей фильтрации буровых растворов.
• ПАЦ НВ- подходит для снижения водоотдачи безглинистых и малоглинистых растворов. Эффективно регулирует реологические вязкостные характеристики буровых растворов.
• REATROL — модифицированных крахмал.
• Сода кальцинированная — предназначена для снижения жесткости воды затворения путем осаждения катионов кальция.
• Сода бикарбонат — предназначен для снижения рН раствора и осаждения кальция при загрязнении цементом.
• Известь гашенная — ингибитор набухания и диспиргирования глинистых пород (катионнообменные процессы с участием ионов кальция Ca++); регулятор уровня pH высококальциевых растворов, нейтрализатор CO₂ .
• Atren-Bio — бактерицид.
• IKD — смесь неионогеновых ПАВ; препятствует налипанию частиц породы на элементы КНБК и сетки вибросит.
• КМЦ 600- применяется для снижения фильтрации бурового раствора с увеличением вязкостных характеристик.
• NaCl — применяется для искусственной минерализации раствора, стабилизирует стенки скважины, путем фиксации ионов натрия на местах катионного обмена в глинистых минералах и таким образом переводит их в более стабильную ненабухающую форму.

Компоненты бурового раствора представляют собой вещества не более 4 класса опасности и специальных требований при работе с ними не применяется.
Вместе с тем должны соблюдаться общие требования при работе с пылящими и нетоксичными химреагентами:

• персонал должен работать в спецодежде, перчатках, респираторах, фартуках,
• помещение должно быть хорошо проветриваемым и освещенным.

В процессе бурения на репрессии с промывкой любым типом бурового раствора в околоскважинной зоне формируется зона кольматации и зона проникновения фильтрата, физико-химический состав и глубина которых определяют как устойчивость приствольной зоны, так и снижение гидропроводности и фазовой проницаемости продуктивного пласта.

На основе анализа фундаментальных исследований в области химии и биохимии углеводов, обобщения практики бурения скважин в качестве полимерных реагентов для регулирования фильтрационных и реологических свойств безглинистых и малоглинистых буровых растворов используются полисахариды.

Основной причиной выбора полисахаридов является их способность к химической и биологической деструкции, за счет чего обеспечивается возможность разрушения и удаления кольматационного слоя, образующегося в процессе бурения, и практически полное восстановление коллекторских свойств пласта.

Разработана технология получения комплексных полисахаридных реагентов с использованием ингибиторов термоокислительной деструкции, в качестве которых использованы водорастворимые силикаты, бораты щелочных металлов, формиаты натрия и калия.

Комплексные реагенты содержат также гидрофобизирующие добавки на основе калиевых солей жирных кислот и неионогенного ПАВ.

Применение этих реагентов обеспечивает сохранение регламентированных реологических и фильтрационных свойств полисахаридных систем при t =90-1800 о C в течение длительного времени (исследования проводились в течение 45 суток).

На основе этих реагентов предлагается ряд рецептур безглинистых и малоглинистых буровых растворов для различных условий бурения, особенности состава и свойств которых приведены ниже.

Полимер-эмульсионный буровой раствор (ПМГ) для бурения надпродуктивного интервала

В качестве основного средства промывки скважины при бурении надпродуктивного интервала наиболее эффективно применение бурового раствора со свойствами, обеспечивающими устойчивость глинистых отложений, снижение проницаемости водоносных пластов, качественную очистку ствола скважины.

Высокопроницаемые водоносные пласты, неизолированные к моменту первичного вскрытия продуктивного пласта, требуют больших затрат обрабатывающих реагентов, завышения сверх необходимого его структурных показателей, добавления в раствор кольматантов, оказывающих отрицательное влияние на качество вскрытия пласта.

Входящие в состав раствора полимерные и ингибирующие реагенты придают раствору необходимые свойства.

Реагент-гидрофобизатор Синтал выполняет роль стабилизатора неустойчивых отложений, кольматирующей, гидрофобизирующей и смазывающей добавки.

Дополнительная кольматация водоносных пластов и упрочнение стенок скважины достигается водорастворимыми силикатами (силикаты натрия, калия или их смеси).

Применение полианионной целлюлозы в сочетании с Синтал и силикатами обеспечивает буровому раствору необходимые реологические характеристики.

С использованием гидравлических программ (программа Landmark) рассчитываются оптимальные показатели реологических свойств раствора для бурения наклонных, пологих и горизонтальных участков стволов скважин.

Компонентный состав для конкретного месторождения уточняется по результатам анализа геолого-технической документации и проведения дополнительных исследований кернового материала или шлама.

Выбор комплекса ингибиторов проводится по стандартам АНИ и отечественным методикам.

Буровой раствор характеризуется низкими значениями показателя фильтрации (Ф = 2,0-8,0 см 3 по АРI), регулируемыми в широком диапазоне реологическими показателями (η=10-40 мПа*с; τ0=25-180,0 дПа ), низким коэффициентом трения (Ктр = 0,07-0,1 по API).

Положительно то, что этот раствор легко модифицируется в буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта путем дополнительного ввода крахмала, карбоната кальция и биополимера.

Раствор БР-ПМГ успешно применяли при проводке скважин в неустойчивых глинизированных отложениях значительной протяженности с зенитным углом 50-70º с сохранением номинального диаметра скважин при бурении пологих и горизонтальных участков ствола скважины, в тч при бурении дополнительных стволов на месторождениях Пермской области, при этом исключается необходимость установки цементных мостов в верейском горизонте, которые при бурении по традиционной технологии были обязательны.

В настоящее время этот раствор применяется на месторождениях республики Коми, Казахстана.

Буровые растворы на основе полисахаридов для вскрытия продуктивного пласта

Выбор оптимальной рецептуры бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта рассматривается как ключевой момент сохранения коллекторских свойств пласта.

В лаборатории разработано несколько типов безглинистых систем на основе полисахаридов (ББР), которые предназначены для вскрытия продуктивных пластов.

Методически выбор компонентного состава бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта обосновывается по результатам оценки его влияния на изменение проницаемости пористой среды и по коэффициенту восстановления проницаемости образцов керна после фильтрации бурового раствора при реальных перепадах давлений, возникающих при первичном вскрытии.

Для предотвращения глубокого проникновения дисперсной фазы и дисперсионной среды бурового раствора в пласт предусматривается ввод кислоторастворимого кольматанта, фракционный состав которого выбирается по результатам исследования кернового материала конкретного месторождения.

Применение полимерных реагентов из класса полисахаридов и правильный подбор фракционного состава кольматанта обеспечивает быстрое формирование в призабойной зоне пласта незначительной по глубине и низкопроницаемой зоны кольматации, которая предупреждает глубокое проникновение бурового раствора и его фильтрата в пласт в период первичного вскрытия, но легко разрушается в период освоения.

Зона кольматации, сформированная ББР на основе полисахаридов, может быть легко разрушена в процессе освоения при использовании специальных деструктурирующих реагентов, например, комплексного реагента КДС, который предлагается в качестве основы перфорационной среды.

В зависимости от геолого-технических условий, конструкции скважины разработано несколько вариантов ББР.

БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ББР-СКП

Безглинистый буровой раствор на основе полисахаридов (крахмал, ПАЦ, биополимер), ПАВ и ингибирующих добавок имеет низкие значения показателя фильтрации (при DР= 0,7 МПа Ф=2,0-6,0 см 3 ), технологически необходимые для проводки горизонтальных скважин и скважин с большим углом наклона структурно-реологические характеристики (h=12-25 мПа*с; t0=5-150 дПа, Gel10c/10мин = 3,5-12/5-24 lb/100 ft 2 ; СНС1/10= 0,5-1,5/ 0,5-2,5 Па); оптимальные псевдопластичные свойства (коэффициент «n» =0,36-0,48) и низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции «К»=0,31-1,15); при этом буровые растворы имеют низкие значения коэффициента трения (Ктр = 0,05 — 0,15), фильтрат бурового раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью ( 0,75-0,95 мН/м).

Присутствие ингибиторов набухания и диспергирования глин (КС1, силикаты и др.) обеспечивает устойчивость глинистых отложений и предупреждает набухание глины в коллекторе пласта. ББР-СКП стабилен при любой минерализации, фильтрационная корка устойчива к воздействию тампонажного раствора.

Дополнительное физико-химическое модифицирование фильтрационной корки ББР в процессе подготовки ствола скважины к цементированию обеспечивает плотный контакт цементного камня с породой.

БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР РЕОГЕЛЬ

Для бурения пологих и горизонтальных участков ствола скважины разработана оригинальная рецептура безглинистого бурового раствора на основе отечественных полисахаридных реагентов и комплексообразователя — система РЕОГЕЛЬ, проявляющая при определенном сочетании реагентов вязко-упругие свойства, что обеспечивает раствору необходимую выносную и удерживающую способность.

Уникальные структурно-реологические и низкие фильтрационные свойства раствора обеспечивают минимальное проникновение его в пласт, одновременно раствор характеризуется высокими капсулирующими свойствами, обеспечивая незначительную смачиваемость выбуренной породы, тем самым препятствуя диспергированию шлама, но обеспечивая полное осаждение шлама при низкой скорости течения (в отстойниках, желобах и приемных емкостях буровых насосов).

Буровой раствор не создает в проницаемых пластах на стенке скважины толстой фильтрационной корки и способствует высокой степени замещения бурового раствора тампонажным.

Входящий в состав бурового раствора антиоксидант предотвращает ферментативное разложение полисахаридов.

Эффективность этого раствора с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта не ниже, чем у известных систем буровых растворов с биополимером и мраморной крошкой, но стоимость раствора значительно ниже за счет использования только отечественных реагентов.

ПОЛИМЕР-ЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ЭМУЛГЕЛЬ

Для строительства скважин в сложных гидрогеологических и технико-технологических условиях (например, при бурении через кыновские аргиллиты, глауконитовые глины) при необходимости решения основной проблемы сохранения устойчивости ствола скважины в интервалах залегания неустойчивых глинистых отложений при больших зенитных углах и обеспечения выноса шлама из сильно искривленного участка ствола скважины разработан полимер-эмульсионный буровой раствор ЭМУЛГЕЛЬ.

Исследования показали, что наибольший эффект по сохранению стабильности сланцев достигается в углеводородсодержащих средах в присутствии ингибирующих добавок (KCl, силикаты, CaCl2).

Разработан комплексный реагент на основе ОЭЦ и продукта модификации жировых гудронов на основе минерального сырья, позволяющий обеспечить необходимые фильтрационные и реологические показатели высокоминерализованного бурового раствора плотностью кг/м 3 .

За счет повышенного содержания углеводородсодержащей составляющей раствор обладает усиленными ингибирующими свойствами и оптимальными структурно-реологическими показателями, необходимыми для качественной очистки забоя при больших зенитных углах.

Полученная прямая эмульсия типа «масло в воде» обладает положительными свойствами растворов на нефтяной основе, но при этом исключаются такие негативные свойства РНО, как экологическая и пожарная опасность.

В состав раствора входят полисахаридные реагенты — регуляторы реологических и фильтрационных свойств, ингибиторы набухания и диспергирования глин, эмульгатор, углеводородная среда, при необходимости — кислоторастворимый кольматант.

Этот раствор может быть использован и для бурения горизонтального участка при вскрытии продуктивного пласта, т. к. по своим физико-химическим и технологическим показателям отвечает требованиям для качественного вскрытия продуктивного пласта.

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Для ведения работ в условиях АВПД традиционно используют глинистые буровые растворы, содержащие в качестве добавок баритовый, железистый и другие утяжелители. Эти системы отличают относительно невысокая стоимость, широкий спектр обрабатывающих реагентов и большой опыт применения.

Однако использование таких растворов приводит к необратимой кольматации продуктивных пластов (особенно низкопроницаемых, трещиноватых и трещино-поровых коллекторов) и требует дополнительных дорогостоящих операций по восстановлению проницаемости пласта.

Снижение проницаемости призабойной зоны коллектора после первичного вскрытия изменяется в интервале 30 — 70%.

Безглинистые буровые растворы, плотность которых регулируется концентрацией водорастворимых солей и кислоторастворимых утяжелителей, имеют принципиальное преимущество перед глинистыми при заканчивании скважин за счет исключения из состава кольматанта, трудноудаляемого из ПЗП при освоении.

Дополнительным преимуществом таких буровых растворов является более высокое качество крепления скважин.

Разработаны утяжеленные безглинистые буровые растворы плотностью до 1600 кг/м 3 на основе пластовой воды, растворов неорганических солей (хлориды натрия, калия, кальция, магния) и карбоната кальция для доутяжеления.

Оптимизация реологических и фильтрационных свойств этих растворов проводится комплексом полисахаридных реагентов.

Буровые растворы плотностью 1600 — 2200 кг/м 3 на основе бромидов кальция, цинка или их смесей обеспечивают относительно высокое качество вскрытия продуктивного пласта и возможность почти полного восстановления проницаемости ПЗП (до 70 — 90%), но область их применения ограничивается низкой термобарической устойчивостью и экологической опасностью.

Высокую плотность растворов могут обеспечивать не только неорганические соли, но и органические, в частности, формиаты щелочных металлов.

Формиаты обладают рядом преимуществ по сравнению с тяжелыми неорганическими солями, и в частности, экологической безопасностью, высокой ингибирующей способностью по отношению к глинистым сланцам, повышением термостабильности полисахаридных реагентов, низкой коррозионной активностью, совместимостью с пластовыми флюидами, снижением коэффициента трения буровых растворов.

Разработаны технологические жидкости на основе формиатов, которые содержат комплекс полисахаридных реагентов для регулирования фильтрационных, реологических, псевдопластичных и капсулирующих свойств и мраморную крошку для временной кольматации ПЗП.

Буровые растворы на основе формиатов сохраняют термостабильность при температурах до 200 о С, имеют низкие значения показателя фильтрации (0,5-3,5 см 3 при DР = 0,7 МПа), регулируемые в широких пределах значения пластической вязкости (h=15-95 мПа*с) и динамического напряжения сдвига (τ0=60-200 дПа), при этом буровые растворы имеют низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции К =0,008-0,227 при скорости сдвига 511/1022с-1), низкие значения коэффициента трения (Ктр=0,09- 0,207), фильтрат раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью (σ=0,0083-0,013 Н/м).

Предлагается несколько рецептур:

— Системы без твердой фазы на основе формиата натрия (r = 1300 кг/м 3 ), формиата калия (r = 1670 кг/м 3 ), формиатов калия и цезия (r = 2200 кг/м 3 );

— Системы с частичной заменой формиатов на кислоторастворимый карбонатный утяжелитель (r = 1800 кг/м3). В качестве утяжелителя использовали мраморную крошку;

— Системы с пониженным содержанием кислотонерастворимой твердой фазы (r = 2200 кг/м 3 ). Для доутяжеления используется барит, Магбар, сидерит (карбонат железа), гематит.

не ужесточаются требования со стороны природоохранных организаций, так как при их использовании и при использовании совместно с другими компонентами бурового раствора не образуется экологически опасных отходов;

появляется возможность многократного и многоцелевого использования бурового раствора ввиду его высокой ферментативной устойчивости и устойчивости к термоокислительной деструкции;

для приготовления и очистки бурового раствора в процессе бурения не требуется дополнительного оборудования буровых установок;

буровой раствор на основе формиатов может быть использован в качестве жидкости глушения или жидкости перфорации, т. к. он не оказывает отрицательного влияния на коллектор.

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ ПОЛИСАХАРИДОВ

С использованием безглинистых и малоглинистых буровых растворов на основе полисахаридных реагентов в гг в Пермском Прикамье пробурено более 300 скважин, в тч пологие и горизонтальные скважины.

Растворы применялись также в ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь, и КРС (п. Самарский), Удмуртии, республиках Коми и Казахстан.

Анализ результатов применения буровых растворов на основе полисахаридов при бурении вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин позволил отметить следующие преимущества предлагаемых систем буровых растворов:

— Высокие ингибирующие и низкие фильтрационные характеристики растворов позволили сохранить устойчивость стенок ствола скважины на весь период бурения. Каротажный материал (каверномер) показал, что средний диаметр скважин в интервале залегания терригенных отложений близок к номинальному.

— Поддержание реологических характеристик на уровне проектных значений обеспечило высокую выносную и удерживающую способности безглинистых буровых растворов, что позволило избежать осложнений в процессе бурения, связанных с зашламлением ствола скважины при зенитных углах 30-700.

— Вскрытие продуктивного пласта проходит без остановок в бурении, так как раствор ББР-ПМГ, используемый для бурения надпродуктивного интервала, совместим с безглинистыми буровыми растворами, используемыми для вскрытия продуктивного пласта, в тч для горизонтальных участков стволов скважины.

Поэтому для проводки горизонтального участка и первичного вскрытия продуктивного пласта не требуется сброс циркулирующей в скважине промывочной жидкости и, соответственно, сократились временные затраты по приготовлению раствора.

— Использование растворов позволило повысить технико-экономические показатели работы долот за счет высокой смазывающей способности и низкого значения коэффициента трения.

— Проведенные гидродинамические исследования коллекторских свойств продуктивного пласта показали отсутствие загрязнения ПЗП (фильтрационно-емкостные характеристики призабойной и удаленной зон продуктивного пласта практически одинаковы); после освоения скважин полученные дебиты соответствовали или превышали проектные, время освоения сократилось в 1,5-2 раза, при этом освоение скважины проходит, как правило, без дополнительных воздействий на пласт.

применяемого для вскрытия продуктивного пласта

Источник