Прогрессивные технологии сооружения скважин

ПОЛИМЕРНЫЕ ИНГИБИРУЮЩИЕ РАСТВОРЫ (ПО А. Д. ПОЛИКАРПОВУ И А. Н. АНАНЬЕВУ)

Технология первичного вскрытия 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.

Однако в последние годы на основе глубоких исследований и обширного международного опыта разработано семейство ингибирующих полимерных систем, обеспечивающих успеш­ную проводку скважин с высокими технико-экономическими показателями работы долот и качественное вскрытие продуктив­ных пластов с сохранением естественной проницаемости на 80­90 %.

Этот раствор принципиально отличается от традиционных глинистых растворов по составу твердой фазы, составу фильт­рата и применяемым реагентам - регуляторам свойств бурового раствора.

Основой системы является биополимер, который при опти­мальном содержании в растворе (3-6 кг/м3) создает псевдопла­стические структурно-механические свойства системы. Другие полисахаридные реагенты (крахмал, PAC-R/L), входящие в сис­тему, регулируют водоотдачу и структурно-механические свой­ства.

Для качественного вскрытия продуктивных пластов в буровой раствор вводится мраморная крошка в количестве не менее 5 %, которая в сочетании с полисахаридными реагентами обеспечи­вает надежную кольматацию приствольной зоны ствола и позво­ляет сохранить естественную проницаемость коллектора на 80­90 %.

Фильтрат раствора содержит хлористый калий, который не­обратимо подавляет процесс набухания глинистых частиц, нахо­дящихся в порах пласта.

Полисахаридные полимеры, присутствующие 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 содержится специальное поверхностно-активное вещество, кото­рое эффективно гидрофобизирует стенки каналов пласта, повы­шая их проводимость по нефти.

При бурении происходит загрязнение этих растворов, поэтому важно знать содержание карбонатной части твердой фазы в це­лях определения необходимости дополнительных обработок рас­твора этим материалом или частичного освежения системы. Со­держание карбонатного утяжелителя в твердой фазе свежеприго­товленного раствора колеблется в пределах 92-95 % от общего содержания твердой фазы.

Независимо от степени загрязнения раствора выбуренной по­родой абсолютная концентрация карбоната кальция в этом рас­творе должна быть не ниже 50 кг/м.

Проводились исследования по влиянию ингибирующих поли­мерных растворов различного состава на степень загрязнения продуктивных пластов в скважинах на шельфе Каспийского мо­ря. Опыты велись на кернах, отобранных из нижнемеловых от­ложений в скв. 2 Широтной площади. Керн представляет собой песчаник проницаемостью 180-200 мД, его пористость 20 %, кар - бонатность 0-2 %. Глинистая составляющая керна содержит склонные к набуханию минералы в количестве ~30 %.

Исследования проводились на специальной установке, в кер - нодержатель которой помещались два одинаковых образца керна высотой по 20 мм каждый и диаметром 27 мм. Такой метод в определенной степени позволяет оценить эффект приствольной кольматации пласта и ожидаемую продуктивность после перфо-

Рации путем сравнения остаточной суммарной проницаемости с проницаемостью второго образца.

Опыты проводились при температуре 90 °С. Давление обжима образца составляло 12 МПа, перепад давления фильтрации рас­творов через керн 10 МПа.

Составы исследуемых растворов приведены в табл. 6.8. После приготовления все растворы термостатировались при темпера­туре 90 °С в течение 6 ч.

Результаты опытов на кернах приведены в табл. 6.9.

Из этих данных видно, что полимерные ингибирующие рас­творы без твердой фазы (№ 1 и № 2) мало влияют на проницае­мость кернов. В определенной степени эти растворы можно счи­тать фильтратами буровых растворов. Входящие в состав этих систем полимеры почти полностью вытесняются керосином, а ингибиторы глин (KCl, гликоль) предупреждают их набухание, которое могло привести к существенному снижению проницае­мости, так как содержание водочувствительных глин в исследуе­мых кернах достаточно высокое (~30 %).

Приведенные данные свидетельствуют о высокой эффектив­ности мраморной крошки, которая надежно кольматирует первый образец (приствольную зону) и сохраняет достаточно высокую проницаемость последующих по глубине. При этом обнаружена очень низкая и затухающая скорость фильтрации через образец керна фильтрата исследуемых растворов.

Загрязнение ингибирующих полимерных растворов (№ 5 и № 6) несколько снижает эффективность систем с мраморной крошкой. Это может быть связано с малой глубиной исследуе­мых кернов (25-50 мм). Известно, что при более глубокой коль­матации кернов (75-100 мм) эффект от применения мраморной крошки значительно выше.

Наиболее отрицательное воздействие на пласт оказывает по­лимерный ингибирующий глинистый раствор, не содержащий мраморной крошки (раствор № 7). Проницаемость этих образцов керна резко снижается. Более того, через керн фильтруется сам раствор, а не фильтрат, как в опытах с мраморной крошкой.

Влияние мраморной крошки как реагента, способствующего сохранению коллекторских свойств, наиболее наглядно видно на рис. 6.2.

Полученные результаты показывают весьма высокую эффек­тивность нового направления в обеспечении качественного вскрытия продуктивных пластов - применение биополимерных систем с мраморной крошкой.

Стоимость биополимерной системы выше по сравнению со стоимостью обычных буровых растворов. Однако в силу указан-

Ных достоинств эта система является эффективной, и в настоя­щее время в определенных условиях такой раствор не имеет аль­тернативы.