Буровые растворы для вскрытия продуктивныйх пластов

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

Кроме того, необходимо отметить, что зона кольматации, сформированная ББР (безглинистый буровой раствор) на основе полисахаридов, может быть легко разрушена в процессе освоения при использовании специальных деструктурирующих реагентов, например, комплексного реагента КДС, который предлагается в качестве основы для перфорационной среды.

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

Система бурового раствора ИКАРБ ОАО «ИКФ» создана специальная система бурового раствора ИКАРБ, обеспечивающая качественное вскрытие продуктивных пластов и предупреждение основных осложнений, возникающих при бурении.

Этот раствор принципиально отличается от традиционных глинистых растворов по составу твёрдой фазы, составу фильтрата и реагентами — регуляторами свойств бурового раствора.

Система ИКАРБ — это безглинистый полимерный раствор. Ключевой компонент системы — ХВ-Полимер, который представляет собой высокоразветвленный биополимер с очень высоким молекулярным весом. ХВ-Полимер обеспечивает требуемую структуру и необходимые реологические свойства раствора как на пресной, так и на солёной воде независимо от степени минерализации. Уникальность свойств ХВ-Полимера заключается в том, что вязкость растворов на его основе значительно изменяется в зависимости от скорости потока. Так, полимерная система ИКАРБ при нормальных стандартных реологических константах обладает высокой вязкостью при низких скоростях сдвига (0,1−0,05с-1), что обеспечивает надёжную очистку скважины в застойных зонах наклонного и горизонтального участков ствола.

Твёрдая фаза раствора представлена мраморной крошкой с заданным размером частиц в зависимости от физических параметров продуктивного пласта (пористость, проницаемость, размер каналов). Высокопрочные частички мрамора в сочетании с полисахаридными реагентами (ХВ-Полимер, крахмальный реагент ИКР и ЭКОПАК) обеспечивают надёжную кольматацию приствольной зоны пласта. Глубина проникновения фильтрата в проницаемый пласт составляет 40−60см.

Фильтрат раствора содержит хлористый калий, который необратимо подавляет процесс набухания глинистых частиц, находящихся в порах пласта. Полисахаридные полимеры, находящиеся в фильтрате раствора, проникшего в пласт, довольно быстро деструктируют (2−3 недели), и в результате этого вязкость фильтрата снижается практически до вязкости воды. Кроме того, в фильтрате раствора ИКАРБ содержится фторсодержащий ПАВ — ИКФАК, который эффективно гидрофобизирует стенки каналов пласта, повышая их проводимость по нефти. В результате указанных процессов система ИКАРБ в минимальной степени загрязняет продуктивный пласт. Многочисленный промысловый опыт (более 100 скважин только в Западной Сибири) свидетельствует о том, что с применением растворов семейства ИКАРБ достигается сохранение естественной проницаемости пластов на 70−90%. При этом, резко снижаются затраты времени и средств на освоение скважин.

Безглинистый буровой раствор ББР-СКП.

Безглинистый буровой раствор на основе полисахаридов (крахмал, ПАЦ, при необходимости — биополимер), ПАВ и ингибирующих добавок имеет низкие значения показателя фильтрации (при dР=0,7 МПа Ф=2,0−6,0 см3), технологически необходимые для проводки горизонтальных скважин и скважин с большим углом наклона структурно-реологические характеристики (n=11,5−23,0 мПа· с; т0=57,0−150,0 дПа, Gel10c/10мин=3,5−12,0/5,0−24,0lb/100ft2;СНС1/10=0,4−1,2/0,5−2,4 Па); оптимальные псевдопластичные свойства (коэффициент «n"=0,4−0,48) 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, и др.) предупреждает набухание глины в коллекторе пласта. ББР-СКП стабилен при высокой минерализации, в т. ч. в присутствии солей кальция.

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. Низкие значения показателя фильтрации, наличие в растворе гидрофобизатора с неионогенными группами обеспечивает инертность раствора по отношению к пластовым флюидам и породам разреза. 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, препятствует диспергированию шлама, но обеспечивает 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.

Полимер-эмульсионный буровой раствор Эмулгель Для строительства скважин в сложных гидро-геологических и технико-технологических условиях (например, при бурении через кыновские аргиллиты, глауконитовые глины) при необходимости решения основной проблемы — сохранение устойчивости ствола скважины в интервалах залегания неустойчивых глинистых отложений при больших зенитных углах и обеспечение выноса шлама из сильно искривленного участка ствола скважины рекомендуется использовать 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 показатели высокоминерализованного бурового раствора плотностью 1180−1400 кг/м3. 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.

Результаты промышленного применения БР на основе полисахаридов С использованием безглинистых и малоглинистых буровых растворов на основе полисахаридных реагентов в 1995;2003гг в Прикамье пробурено более 300 скважин, в т. ч. пологие и горизонтальные скважины. Растворы применялись также в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ОАО УПНП 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, используемым для вскрытия продуктивного пласта, в том числе 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 счёт высокой смазывающей способности и низкого значения коэффициента трения.
• * Проведённые 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.