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-

Таблица 6.8

Состав и свойства полимерных буровых растворов, исследуемых на проницаемость пласта

Состав раствора, %

Номер п/п

NaOH

Na2CO3

Bara - zan

Dext - rid

PAC - R

PAC - L

KCl

Фор - миат нат­рия

Гли­коль

ИКБАК

Ther - machek

Bara - nex

Май­копс­кая глина

ИККАРБ-75

ИККАРБ - 150

1

2

3

4

5

6 7

0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4

1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2

0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

5 5 10 10 10 10 10

5 5 5 5 5 5 5

5 5 5 5 5 5 5

0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

1,5

О о о о о о о

10 10 10

5 5 5 5

5 5

Продолжение табл. 6.8

Номер п/п

Температура прогрева, °С

Свойства раствора

Р, г/см3

T, с

Ф, см3

СНС, дПа

П, сПз

Т0, дПа

П, сПз

Т0, дПа

РН

При темпера­туре 20 °

При темпера­туре 90 °С

1

90

1,07

34

5,2

2/3

13

60

7

40

10,1

2

90

1,08

38

2,5

3/5

18

65

9

40

9,85

3

90

1,10

32

4,1

5/5

12

90

6

70

9,60

4

90

1,14

63

3,8

11/15

20

140

11

75

10

5

90

1,15

75

4,8

24/29

24

160

11

90

9,35

6

90

1,19

64

3,0

14/15

22

145

12

100

9,3

7

90

1,14

58

4,2

12/15

17

135

10

90

9,3

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

Рис. 6.2. Зависимость коэффициента восстановления проницаемости керна от содержания мраморной крошки:

1 - суммарный с первым образцом; 2 - без первого образца

Таблица 6.9

Коэффициенты восстановления проницаемости кернов

Номер п/п

Исследуемый раствор

Исходная про­ницаемость керна по керо­сину, мД

Коэффициент восстановления проницаемости керна, %

Суммарный с первым образ­цом

Без первого образца

1

Раствор № 1

200

95

-

2

Раствор № 2

180

90

-

3

Раствор № 3

190

50

70

4

Раствор № 4

210

55

80

5

Раствор № 5

200

30

60

6

Раствор № 6

180

20

65

7

Раствор № 7

200

10

15

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

Прогрессивные технологии сооружения скважин

ТЕХНОЛОГИЯ НАМЫВА ГРАВИЙНОГО ФИЛЬТРА ПРИ УРАВНОВЕШЕННОМ ДАВЛЕНИИ

При сооружении гравийного фильтра необходимо поддержи­вать репрессию на пласт, при которой обеспечивается устойчи­вость стенок скважины и исключается поступление в обсыпку инородных примесей. С другой стороны, при намыве гравия в жидкостях-носителях, …

ИЗОЛЯЦИЯ ПЛАСТОВ

В процессе сооружения высокодебитных скважин различного назначения повышаются требования к изоляции пластов. Прони­цаемые пласты сложены обычно трещиноватыми или обломоч­ными породами, песками, цементирование которых традицион­ными методами затруднительно. В процессе бурения ствол …

ОПЕРАТИВНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТА СКВАЖИН

В процессе сооружения, опробования или ремонта скважин часто необходимо оперативно определить дебит скважины, оце­нить гидродинамическое состояние околоскважинной зоны пла­ста, обсыпки и фильтра. Традиционно такие данные можно по­лучить при откачке, которая …

Как с нами связаться:

Украина:
г.Александрия
тел./факс +38 05235  77193 Бухгалтерия
+38 050 512 11 94 — гл. инженер-менеджер (продажи всего оборудования)

+38 050 457 13 30 — Рашид - продажи новинок
e-mail: msd@msd.com.ua
Схема проезда к производственному офису:
Схема проезда к МСД

Оперативная связь

Укажите свой телефон или адрес эл. почты — наш менеджер перезвонит Вам в удобное для Вас время.