§. 2.

Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов

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 активно участвуют в этом процессе.

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.

Одним из существенных технологических достоинств системы ИКАРБ является предупреждение аварий и осложнений при бурении.

Являясь наилучшей модификацией ингибирующих систем - полимеркалиевым раствором, стандартный ИКАРБ способен практически полностью предупредить осыпи и обвалы неустойчивых глин. При необходимости ингибирующая активность системы может быть усилена полигликолями и реагентом ИКМАК.

Раствор ИКАРБ представляет собой безглинистую полимерную систему с низким содержанием твердой фазы (2-4об.%), что в сочетании с нормальными свойствами (низкая водоотдача, наличие смазывающей добавки) обеспечивает практически полное предупреждение дифференциальных прихватов в наклонных и горизонтальных стволах.

Кроме того, при применении раствора с низким содержанием твердой фазы на 20-30% снижаются гидравлические потери в системе промывки, и на 20-40% повышаются показатели работы долот. Снижается также коэффициент трения, что очень важно в наклонной и горизонтальной части ствола.

Система ИКАРБ специально разработана как экологически чистый буровой раствор, который позволительно сбрасывать на землю и в море. Все реагенты этого раствора биологически разлагаемы.

Технология приготовления раствора ИКАРБ отличается простотой, а время приготовления практически ограничивается временем ввода основных реагентов и материалов в систему.

Содержание карбонатного утяжелителя в буровом растворе имеет важное значение для систем семейства ИКАРБ, особенно при повторном использовании этих растворов для вскрытия продуктивных отложений.

При бурении происходит загрязнение этих растворов и важно знать содержание карбонатной части твердой фазы с целью определения необходимости дополнительных обработок раствора этим материалом или частичного освежения системы.

Желательно в твердой фазе загрязненной системы ИКАРБ иметь не менее 50-60% карбонатной твердой фазы. Содержание карбонатного утяжелителя в твердой фазе свежеприготовленного раствора ИКАРБ колеблется от 92 до 95% от общего содержания твердой фазы.

Независимо от степени загрязнения раствора ИКАРБ выбуренной породой абсолютная концентрация карбоната кальция в этом растворе должна быть не ниже 40–50кг/м³ (методы контроля см. в Главе VI).

Существенной особенностью является то, что характер и степень минерализации воды затворения не оказывают влияния ни на качество получаемого раствора, ни на технологию его приготовления, в которой очередность ввода компонентов также несущественна.

Стоимость системы ИКАРБ выше по сравнению с обычными буровыми растворами. Однако, в силу указанных достоинств, система ИКАРБ становится эффективной. В сочетании с известными экономическими достоинствами в определенных условиях система ИКАРБ не имеет альтернативы.

5.10. Калиевый буровой раствор ИКАРБ

Состав калиевого ИКАРБ, кг/м³

ХВ - полимер 2 - 5

NаОН 1

ИКР 10 - 15

ЭКОПАК - R 3

ЭКОПАК - SL 2

КСl 50

ИККАРБ - 75/150 50

ИКФАК 1 - 2

ИКДЕФОМ 0,2

ИКБАК 1

Свойства раствора

Плотность, г/см³ 1,06 – 1,08

Условная вязкость, сек 30 - 40

Пластическая вязкость, сПз 12 - 18

ДНС, дПа 50 - 150

СНС_0/10, дПа 20-40/30-60

Водоотдача, см³/30мин (API) 6 - 8

рН 9 - 10

Назначение реагентов

ХВ - полимер - структурообразователь

NаОН - регулятор рН

ИКР - эффективный регулятор водоотдачи на основе крахмала

ЭКОПАК-R - регулятор вязкости и водоотдачи

ЭКОПАК-SL - регулятор водоотдачи, разжижитель

КСl - ингибитор глин

ИККАРБ-75/150 - карбонатный утяжелитель

ИКФАК - специальный ПАВ - гидрофобизатор поверхности каналов пласта

ИКДЕФОМ - пеногаситель

ИКБАК - биоцид

Технология приготовления

Последовательность ввода реагентов через смесительную воронку особого значения не имеет, только одно условие - ИККАРБ надо вводить после ХВ-Полимера, во избежание его осаждения в мернике. Все полимеры вводятся со скоростью 8-10 минут/мешок.

Рекомендуется повторное использование ИКАРБ.

5.11. Высокоминерализованный раствор ИКАРБ

Одной из разновидностей растворов семейства ИКАРБ является высокоминерализованный буровой раствор, приготовленный на основе рассолов поваренной соли. Требуемая плотность такого раствора регулируется за счет концентрации соли в водной среде (до 1,18г/см³), а содержание твердой фазы в этом растворе остается на достаточно низком уровне (2-4об%). Такие системы, как правило, применяются при зарезке и бурении боковых стволов из колонн и бурении горизонтальных стволов. Такой ИКАРБ также обеспечивает предупреждение осложнений и аварий, а также качественное вскрытие продуктивных пластов.

Состав высокоминерализованного раствора ИКАРБ № 5.11, кг/м³

ХВ-Полимер 3 - 5

NаОН 1

Na₂CO₃ 1

ИКР 15

ЭКОПАК-R 4

NaСl 200

ИККАРБ-75/150 50

ИКФАК 1

ИКДЕФОМ 0,2

ИКБАК 1

Свойства раствора

Плотность, г/см³ 1,15

Условная вязкость, сек 30 - 40

Пластическая вязкость, сПз 12 - 18

ДНС, дПа 80 - 150

СНС_0/10, дПа 25 - 35/45 - 60

Водоотдача, см³/30мин (API) 4 - 6

рН 9

Назначение реагентов

ХВ-Полимер - структурообразователь

NаОН - регулятор рН

Na₂CO₃ - реагент для связывания ионов кальция

ИКР - эффективный регулятор водоотдачи на основе крахмала

ЭКОПАК-R - регулятор вязкости и водоотдачи

NaСl - умеренный ингибитор глин, утяжелитель

ИККАРБ-75/150 - карбонатный утяжелитель

ИКФАК - специальный ПАВ - гидрофобизатор поверхности каналов пласта

ИКДЕФОМ - пеногаситель

ИКБАК - биоцид

Технология приготовления

Такие растворы, как правило, готовят из рассола, который поступает на буровую с централизованного солевого узла.

К рассолу добавляют кальцинированную и каустическую соду и биополимер со скоростью 8-10 минут/мешок и перемешивают 1 час. Затем вводят все остальные компоненты в любой последовательности. Количество добавляемой кальцинированной соды зависит от степени загрязненности рассола ионами кальция, содержание которых должно быть снижено до 100-200мг/л.

Рекомендуется повторное использование высокоминерализованного раствора ИКАРБ.

5.12. Пресный буровой раствор ИКАРБ

Такой раствор нередко используется в промысловой практике при вскрытии продуктивных пластов.

Эффект положительного воздействия этого раствора на продуктивный пласт ниже, чем у стандартного калиевого раствора ИКАРБ, но выше, чем у обычного глинистого раствора. Это обусловлено наличием в растворе эффективного кольматанта приствольной зоны – мраморной крошки ИККАРБ с частицами заданного размера, низким уровнем водоотдачи и полисахаридной основой реагентов – регулятором свойств. Система содержит реагент ИКФАК – гидрофобизатор, повышающий проводимость каналов пласта по нефти.

С применением пресного ИКАРБ естественная проницаемость продуктивных пластов восстанавливается на 50-60%, т.е. в 1,5-2 раза выше, чем при промывке обычным глинистым раствором.

Рекомендуется повторное использование пресного ИКАРБ

Состав раствора ИКАРБ, кг/м³

ХВ-Полимер 2

NаОН 0,5

Na₂CO₃ 0,5

ЭКОПАК-R 2

ЭКОПАК-SL 3-5

ИКФАК 1

ИКДЕФОМ 0,2

ИККАРБ-75/150 50-100

ИКБАК 1

Свойства раствора

Плотность, г/см³ 1,03-1,06

Условная вязкость, сек 25 - 35

Пластическая вязкость, сПз 10 - 15

ДНС, дПа 60 - 100

СНС_0/10, дПа 20 / 40

Водоотдача, см³/30мин (API) 4 - 6

рН 8 - 9

Назначение реагентов

ХВ-Полимер - структурообразователь

ЭКОПАК-R - регулятор вязкости и водоотдачи

ЭКОПАК-SL - регулятор водоотдачи

ИКФАК - специальный ПАВ - гидрофобизатор поверхности каналов пласта, повышает проводимость каналов по нефти

ИККАРБ-75/150 – мраморный карбонатный утяжелитель

ИКДЕФОМ - пеногаситель

ИКБАК – биоцид

Технология приготовления

В воду затворения вводятся каустическая и кальцинированная соды, затем все полимеры со скоростью 10 минут/мешок, перемешиваются в течение 1 часа, после чего добавляются остальные компоненты.

§ 3. Буровые растворы на углеводородной основе (РУО)

Существует целый ряд геологических условий, в которых необходимо применение растворов на углеводородной основе: солевые отложения высокой растворимости на больших глубинах (бишофит, карналит); зоны перемятых пород, состоящих из смеси неустойчивых глин и солевых пород; бурение в условиях проявлений сероводорода (высокопроницаемые сероводородосодержащие пласты с АВПД); глубокие скважины с высокими забойными температурами и потенциально осложненным разрезом; качественное вскрытие и освоение продуктивных пластов.

С появлением эффективных и термостойких эмульгаторов ведущие позиции среди РУО заняли инвертные эмульсии, менее дорогостоящие и простые в приготовлении и регулировании свойств.

Ниже приведены состав и свойства разработанных ОАО «ИКФ» систем на углеводородной основе ИКИНВЕРТ и ИКИНВЕР-Т.

5.13. Буровой раствор на углеводородной основе ИКИНВЕРТ

Состав раствора ИКИНВЕРТ, кг(л)/м³

Водная фаза 500

Нефтяная фаза 500

ИКМУЛ 30

ИКСОРФ 20

ИКТОН 5

СаСl₂ 50 - 200

Известь 20

Свойства раствора

Плотность, г/см³ 0,90 - 1,05

Условная вязкость, сек 40 - 60

Пластическая вязкость, сПз 20 - 30

ДНС, дПа 40 - 80

СНС_0/10, дПа 10 - 20/20 - 40

Водоотдача, см³/30мин (API) 0,5 - 1,0

Электростабильность, вольт 200 - 300

Назначение основных реагентов

ИКМУЛ - первичный эмульгатор

ИКСОРФ - вторичный эмульгатор

ИКТОН - олеофильный бентонит, структурообразователь

СаСl₂ - регулятор плотности и активности водной фазы раствора

Известь - реагент для получения кальциевых мыл

В качестве основы для приготовления нефтяной фазы используется нефть, дизтопливо или специальные биологически разлагаемые углеводородные жидкости.

Технология приготовления.

Технология приготовления ИКИНВЕРТ отличается простотой и состоит в следующем: эмульгаторы, ИКТОН и известь вводят в нефтяную фазу и перемешивают 15-20 минут; CaCl₂(NaCl) растворяют в воде; затем водную фазу вводят в нефтяную и, после интенсивного перемешивания в течение 20-30 минут, эмульсия готова к применению.

При отсутствии необходимого количества дополнительных емкостей вода может быть добавлена в нефтяную вазу с последующим вводом соли в эмульсию.

Достоинства раствора ИКИНВЕРТ

· Раствор отличается низкой величиной фильтрации - 0,5 - 1 см³ API.

· Фильтрат содержит нефтяную вазу, которая не влияет на проницаемость продуктивного пласта. В случае внедрения в нефтяной пласт эмульсии последняя разжижается нефтью и также не влияет на проницаемость.

· При проникновении фильтрата или эмульсии в водонасыщенный пласт происходят обратные явления. Фильтрат (раствор) в пласте загустевает за счет эмульгирования в углеводородной жидкости с эмульгаторами дополнительного количества воды. При таком воздействии следует ожидать частичного или полного разобщения нефтенасыщенного и водонасыщенного пластов и, следовательно, снижения количества воды в нефти при последующей эксплуатации скважин.

· Раствор ИКИНВЕРТ характеризуется высокой стабильностью свойств во времени, не замерзает.

· Рекомендуется повторное использование раствора.

5.14. Термостойкий раствор на углеводородной основе

ИКИНВЕРТ-Т

Состав раствора, л(кг)/м³

Дизтопливо 490л

ИКМУЛ-1 12л

ИКМУЛ-2 4л

ИКФЛЮИД 6л

ИКСОРФ 6л

ИКТОН 5кг

ИКЛОС 10кг

Известь 15кг

Барит 1460кг

Водный рассол (50 - 400г/л NaCl или CaCl₂) 120л

Соотношение углеводородной фазы к водной = 82 : 18.

Назначение реагентов:

ИКМУЛ-1, ИКМУЛ-2 - первичные эмульгаторы.

ИКФЛЮИД - гидрофобизатор твердой фазы.

ИКСОРФ - гидрофобизатор твердой фазы, разжижитель.

ИКТОН - структурообразователь, олеофильный бентонит.

ИКЛОС - понизитель водоотдачи при высоких температурах, олеофильный гумат.

Свойства раствора:

Раствор № 5.14. Плотность, г/см³ - 2,08

Пластическая вязкость, сПз - 46

ДНС, дПа - 90

Gel_0/10, дПа - 20 / 32

F.L., см³, API - 0,2

Электростабильность, V - 800

Раствор № 5.14.1. Раствор № 5.14. после термообработки при 180^ОС в течение 6 часов.

Плотность, г/см³ 2,08

Пластическая вязкость, сПз 41

ДНС, дПа 63

Gel_0/10, дПа 16 / 24

F.L., см³, API 0,3

* F.L_HТHP-180^ОС, см³ 1,8

Электростабильность, V 600

F.L_HТHP - водоотдача, измеренная при перепаде давления 35атм. и указанной забойной температуре 180^ОС.

Технология приготовления.

Раствор ИКИНВЕРТ - Т отличается простотой приготовления и состоит в следующем:

· Все реагенты и известь добавляют в углеводородную фазу и перемешивают в течение 20-30 минут; соль растворяют в воде, затем при интенсивном перемешивании вводят в нефтяную, после чего вводят утяжелитель.

· При отсутствии дополнительных емкостей для раздельного приготовления водной и нефтяной фаз, вода может быть добавлена в нефтяную фазу с последующим вводом соли.

Как видно из приведенных данных, система ИКИНВЕРТ-Т отличается очень высокой термостойкостью. Свойства этого раствора после термообработки (даже при температуре 180^оС) практически не изменились.

Приведенная утяжеленная система ИКИНВЕРТ-Т является наиболее совершенным раствором на углеводородной основе, способный решать одновременно большинство указанных выше задач для растворов этого типа.

Кроме того, большинство реагентов этого раствора нетоксичны, поэтому при применении вместо дизтоплива минеральных масел или специальных биоразлагаемых углеводородов эта система становится экологически без- опасной.

Раствор ИКИНВЕРТ отличается высокой стабильностью свойств во времени и не замерзает.

В целях экономии средств рекомендуется повторное использование этого раствора после необходимой регенерации.

содержание .. 10 11 12 ..