CC BY
20ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ СКВАЖИН
УДК 622.248
В.С. Хорев1, e-mail: Horevvs@tpu.ru; И.А. Бойко1, e-mail: Boykoia@niitek.ru; А.Ю. Дмитриев2, e-mail: Dmitrievau@tpu.ru; В.Н. Ефимов3, e-mail: Efimovvn@hw.tpu.ru; Ю.А. Максимова4, e-mail: Maximovayulia@yandex.ru; М.В. Мищенко5, e-mail: mishenkomv@hw.tpu.ru
1 Кафедра бурения скважин Института природных ресурсов (ИПР) Национального исследовательского Томского политехнического университета (НИ ТПУ) (Томск, Россия).
2 ИПР НИ ТПУ (Томск, Россия).
3 Лаборатория проектирования строительства скважин Центра подготовки и переподготовки специалистов нефтегазового дела (ЦППС НД) ИПР НИ ТПУ (Томск, Россия).
4 Кафедра геологии и разработки нефтяных месторождений ИПР НИ ТПУ (Томск, Россия).
5 Кафедра проектирования объектов нефтегазового комплекса ЦППС НД ИПР НИ ТПУ (Томск, Россия).
Комплексный подход к подбору рецептур буровых растворов для бурения скважин в сложных геологических интервалах
Статья посвящена комплексному подходу к разработке рецептур буровых растворов, используемых для вскрытия продуктивных горизонтов. Как известно, оптимально подобранная рецептура бурового раствора должна не только обеспечивать выполнение раствором основных функций в соответствии с предъявляемыми требованиями, но и минимизировать степень воздействия на продуктивный горизонт при первичном вскрытии. Для реальной оценки воздействия бурового раствора на продуктивный горизонт целесообразно проводить исследования, направленные на изучение технологических параметров, а также фильтрационные и кислотные анализы, позволяющие оценить степень воздействия бурового раствора на продуктивный горизонт.
В данной работе представлены результаты использования данного подхода к изучению рецептур как буровых растворов, используемых в настоящее время, так и новых, подобранных в лаборатории буровых промывочных и тампонажных растворов Томского политехнического университета.
Основным фактором, которым необходимо руководствоваться при подборе рецептуры, является необходимость минимизации негативного кольматационного эффекта. Для этого авторами было предложено использование растворов на углеводородной основе и биополимерно-карбонатных растворов.
При планировании исследования авторы ставили перед собой задачу определить оптимальные реологические характеристики бурового раствора с требуемой плотностью без добавления бентонитового структурообразователя, оказывающего негативное воздействие на коллекторские свойства призабойной зоны продуктивного горизонта при первичном вскрытии.
По мнению авторов, применение биополимерно-карбонатных растворов с добавлением термостойких полимеров и карбонатов кальция разного дисперсного состава позволит проходить глинистые разрезы с меньшими затратами на механическую проходку и с меньшей вероятностью получения осложнения, обусловленного набуханием глин. Стоит отметить, что использование карбоната кальция различного фракционного состава позволит не только добиться качественной кольматации и образования фильтрационной корки на стенке скважины, но и осуществлять кислотные обработки с восстановлением первоначальных коллекторских свойств.
Ключевые слова: буровой раствор, реологические характеристики, плотность, термостабильность, кольматация, проницаемость.
V.S. Khorev1, e-mail: Horevvs@tpu.ru; I.A. Boyko1, e-mail: Boykoia@niitek.ru; A.Yu. Dmitriev2, e-mail: Dmitrievau@tpu.ru; V.N. Efimov3, e-mail: Efimovvn@hw.tpu.ru; Yu.A. Maksimovа4, e-mail: Maximovayulia@yandex.ru; V.V. Mishchenko5, e-mail: mishenkomv@hw.tpu.ru
1 Wells drilling department, Institute of Natural Resources, National Research Tomsk Polytechnic University (Tomsk, Russia).
2 Institute of Natural Resources, National Research Tomsk Polytechnic University (Tomsk, Russia).
3 Well Engineering Laboratory, Petroleum Learning Center, Institute of Natural Resources, National Research Tomsk Polytechnic University (Tomsk, Russia).
4 Department of Geology and Oil Fields Development, Institute of Natural Resources, National Research Tomsk Polytechnic University (Tomsk, Russia).
5 Department of Engineering Design for Facilities of Oil and Gas Industry, Petroleum Learning Center, Institute of Natural Resources, National Research Tomsk Polytechnic University (Tomsk, Russia).
Integrated approach in formulating drilling-mud composition for drilling composite geologic intervals
98
№ 4 апрель 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
The article is concerned with the integrated approach in formulating drilling-mud composition for penetrating pay horizons. A highly-effective formulated drilling-mud composition should not only involve the major drilling mud properties, but also minimize the penetration impact on the pay horizons while drilling. To evaluate the real impact of drilling mud (fluid) on pay horizons, it is effective co-investigate the technological parameters with the filtration and acidizing analyses. This, in its turn, could indicate the impact level of drilling mud on the pay horizon itself.
This paper presents the research results in today's applied drilling-mud composition, as well as the up-dated drilling-mud composition formulated and developed in the Testing & Research Laboratory «Drilling Fluids and Cement Slurry», Institute of Natural Resources, National Research Tomsk Polytechnic University.
The application of oil-base and biopolymer-carbonate drilling mud was proposed in order to minimize the negative wall packing effect. In this case, the effective drilling mud rheological characteristics including required density could be produced. This fact excludes the possible addition of bentonite-structured former which negatively affects the reservoir properties of the pay horizon in the bottomhole zone while drilling.
The application of biopolymer-carbonate drilling mud, i.e. thermal resistant differently particle-sized polymers and calcium carbonates, improves the penetration efficiency through agrillaceous layers, as well as reduces the probability of problem incidents caused by swelling. It should be noted that applying different fractional composite calcium carbonates does not only result in qualitative wall packing producing a filter cake (FC) on the well walls, but also furthers the possible acidizing in order to improve the initial reservoir properties.
Keywords: drilling mud, rheological characteristics, density, thermal resistant, wall packing, permeability.
ОПИСАНИЕ РЕЦЕПТУР БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТОВ
В качестве исходных рецептур в рамках исследования было рассмотрено несколько типов буровых растворов. В данной статье представлены характеристики полученных буровых растворов с учетом термостабильности. Выполнена оценка кольматирующей способности буровых растворов, рассмотрен эффект восстановления проницаемости по керну при воздействии бурового раствора в условиях пласта, проанализированы результаты исследования воздействия кислотных составов на призабойную зону и очистку от продуктов кольматации буровых растворов.
В качестве исходных рецептур были рассмотрены следующие типы буровых растворов:
1) полимер-глинистые растворы
являются в настоящее время, по мнению авторов статьи, морально устаревшей рецептурой, пик использования которой можно отнести к началу 1990-х гг. Впрочем, данные типы растворов все еще достаточно широко применяются, поскольку являются относительно де-
шевыми. Полимер-глинистые растворы характеризуются содержанием большого количества бентонита, что ухудшает коллекторские свойства пласта при первичном вскрытии продуктивного горизонта. Стоит отметить, что использование большого количество бентонита и содержание твердой фазы создает дополнительное гидравлическое сопротивление при циркуляции [1, 3], что также негативно сказывается не только на кольматационной составляющей, но и на очистке скважины и выводе на режим при освоении; 2) растворы на углеводородной основе (РУО)
Положительные свойства РУО базируются на том, что в качестве жидкой фазы используется дизельное топливо, соединенное с технической водой в соотношении 30/70 в виде эмульсии, т.е. инертный эмульсионный раствор, обладающий низкой плотностью. Наряду с инертностью стоит отметить стабильность бурового раствора к загрязнению, что позволяет использовать РУО неоднократно после незначительной обработки. Поскольку данный тип бурового раствора является безглинистым, при вскрытии продуктивного горизонта
это положительно сказывается на кол-лекторских свойствах пласта, который в меньшей степени подвергается кольматации кислотно не растворимыми компонентами;
3) биополимер-карбонатный минерализованный раствор
Данный тип бурового раствора также имеет безглинистую основу, что является большим преимуществом при вскрытии продуктивных горизонтов. В качестве твердой фазы в биополимер-карбонатном растворе используются кислотно растворимые кальмотан-ты, что позволяет уменьшить степень технологической кольматации продуктивного горизонта. Раствор данного типа характеризуется хорошими инги-бирующими свойствами по отношению к глинистым отложениям, это, в свою очередь, создает предпосылки для увеличения проходки в осложненных интервалах. Используемые биополимерные реагенты подвержены разложению при относительно длительном нахождении в пластовых условиях после окончания строительства скважины, при перфорации скважины это положительно влияет на коллекторские свойства пласта, что можно объяснить
Ссылка для цитирования (for citation):
Хорев В.С., Бойко И.А., Дмитриев А.Ю., Ефимов В.Н., Максимова Ю.А., Мищенко М.В. Комплексный подход по подбору рецептур буровых растворов для бурения скважин в сложных геологических интервалах // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 4. С. 98-104.
Khorev V.S., Boyko I.A., Dmitriev A.Yu., Efimov V.N., Maksimovа Yu.A., Mishchenko V.V. Integrated approach in formulating drilling-mud composition for drilling composite geologic intervals (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 4, pp. 98-104.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ СКВАЖИН
Таблица 2. Технологические параметры раствора на углеводородной основе после камеры старения Table 2. Process parameters of mud on the hydrocarbon base after the aging chamber
Таблица 1. Технологические параметры полимер-глинистого раствора после камеры старения
Table 1. Process parameters of polymer-clay mud after aging chamber
Свойства Properties Значения параметров после 24 ч Parameter values after 24 h Значения параметров после 48 ч Parameter values after 48 h Значения параметров после 72 ч Parameter values after 72 h
Плотность раствора, г/см3 Mud density, g/cm3 1,08 1,08 1,08
Условная вязкость, с Funnel viscosity, s 54 46 45
Статическое напряжение сдвига (СНС) 1/10, фунт/100 футов2 Shift static stress (SSS) 1/10, pound/100 feet2 4/18 4/7 4/6
Водоотдача по API, см3/30 мин Water loss according to API, cm3/30 min 6 7 7
Фильтрационная корка, мм Filter cake, mm 0,5-0,7 0,5-0,7 0,5-0,7
Пластическая вязкость, сПз Plastic viscosity, cPs 20 16 15
Динамическое напряжение сдвига (ДНС), фунт/100 футов2 Shift dynamic stress (SDS), pound/100 feet2 16 16,5 18
рН 9 9,5 9,5
Свойства Properties Значения параметров после 24 ч Parameter values after 24 h Значения параметров после 48 ч Parameter values after 48 h Значения параметров после 72 ч Parameter values after 72 h
Плотность раствора, г/см3 Mud density, g/cm3 1,08 1,08 1,08
Условная вязкость, с Funnel viscosity, s 45 45 45
СНС 1/10, фунт/100 футов2 SSS, pound/100 feet2 4/6 4/6 4/6
Водоотдача по API, см3/30 мин Water loss according to API, cm3/30 min 2,1-3 2,1-3 2,1-3
Фильтрационная корка, мм Filter cake, mm 0,5-0,6 0,6-0,7 0,6-0,7
Пластическая вязкость, сПз Plastic viscosity, cPs 21 22 21
ДНС, фунт/100 футов2 SDS, pound/100 feet2 10 10 10
потерей биополимерными реагентами первоначальных кольматационных свойств при разложении. Для обоснования целесообразности использования предложенных рецептур были проведены эксперименты по исследованию термостабильности буровых растворов [2, 4] с использованием камеры старения OFITE. Для проведения эксперимента было выбрано три временных диапазона (24, 48, и 72 часа) как наиболее часто статистически встречающиеся временные отрезки, в течение которых буровые растворы
без дополнительной обработки находятся в скважинных условиях. Данные по термостабильности исследуемых растворов представлены в таблицах 1-3. Полученные результаты показывают, что все три исходные рецептуры имеют достаточно высокую термостабильность, однако реологические характеристики глинистого раствора после длительного нахождения в камере старения значительно изменяются, что объясняется изменением свойств полимеров в условиях повышенной температуры.
ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Следующим этапом лабораторных исследований в рамках комплексного подбора рецептур было определение кольматиру-ющей способности буровых растворов. Фильтрационные исследования по оценке динамики проницаемости образцов керна при воздействии на них буровых растворов проводились в пластовых условиях (температура, пластовое давление) с использованием лабораторной установки ПИК-ПС. Принципиальная схема эксперимента представлена на рисунке 1.
Таблица 3. Технологические параметры биополимер-карбонатного минерализованного раствора после камеры старения при температуре 65 °С Table 3. Process parameters of bipolymer mud carbone mineralizing mud after the aging chamber 65 °С
Свойства Properties Значения параметров после 24 ч Parameter values after 24 h Значения параметров после 48 ч Parameter values after 48 h Значения параметров после 72 ч Parameter values after 72 h
Плотность раствора, г/см3 Mud density, g/cm3 1,08 1,08 1,08
Условная вязкость, с Funnel viscosity, s 60 52 52
СНС 1/10, фунт/100 футов2 SSS, pound/100 feet2 4/5 4/5 4/5
Водоотдача по API, см3/30 мин Water loss according to API, cm3/30 min 5,0 5,0 5,5
Фильтрационная корка, мм Filter cake, mm 0,5 0,5 0,4-0,5
Пластическая вязкость, сПз Plastic viscosity, cPs 17 16 16
ДНС, фунт/100 футов2 SDS, pound/100 feet2 20 18 18
рН 9 9 9
Образцы керна с остаточной водона-сыщенностью помещались в кернодер-жатель установки, в котором воспроизводились пластовые условия (высокая температура и давление), а также соответствующее литостатике давление обжима. Затем через колонку образцов фильтровался керосин в прямом направлении («из пласта в скважину»). Для корректного определения проницаемости по жидкости измерения перепада давления проводились не менее чем при трех различных скоростях фильтрации. Затем проводилась линейная аппроксимация полученной зависимости с вычислением фазовой проницаемости по керосину при остаточной водонасы-щенности. В дальнейшем это значение использовалось для оценки динамики проницаемостей. После оценки проницаемости по нефти ее фильтрация прекращалась, и в обратном направлении («из скважины в пласт») через образец начиналась фильтрация испытуемой пробы бурового раствора в режиме динамической фильтрации, моделирующей этап проходки. Завершался фильтрационный эксперимент повторной фильтрацией керосина в прямом направлении и измерением проницаемости образца по нефти после воздействия на него бурового раствора. Итогом фильтрационного эксперимента является коэффициент восстановления проницаемости по нефти, оцениваемый в процентах:
К
К__неф1иЦ()0, (1)
нефти1
где К - коэффициент восстановления проницаемости образца по нефти, %; Кнефти1 - проницаемость образца по нефти до воздействия на него бурового раствора, мД; Кнефти2 - проницаемость образца по нефти после воздействия бурового раствора, мД. Для выполнения лабораторных анализов был взят керновый материал, состав и основные параметры которого представлены в таблице 4. Результаты фильтрационных исследований представлены в таблице 5.
Более наглядное влияние буровых растворов на кольматацию призабой-ной зоны представлено на рисунке 2 на примере кернового материала для образцов № 1-5.
Фильтрационные исследования рецептур буровых растворов показали преимущество РУО перед другими составами при расчете коэффициента восстановления проницаемости. Зависимости коэффициентов восстановления проницаемости для разных составов от проницаемости образцов по газу показывают устойчивую тенденцию к ухудшению проницаемости по керосину (уменьшение коэффи-
QZE©
образец керна Core sample
образец керна Core sample
ü_
г
образец керна Core sample
Закачка нефти в прямом
направлении
Oil pumping in the direct
direction
Закачка бур. раствора в обратном направлении Статический режим Pumping the drilling mud in the opposite direction Static mode
Закачка бур. раствора в обратном направлении Динамический режим Pumping the drilling mud in the opposite direction Dynamic mode
Рис. 1. Принципиальная схема эксперимента Fig. 1. Principle experiment scheme
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ СКВАЖИН
Таблица 4. Керновый материал для проведения лабораторных анализов Table 4. Core material for laboratory analysis
№ No. Интервал залегания Deposition interval Литологический состав LithologicaL composition Проницаемость, 10-3 мкм2 Permeability, 10-3 |m2
1 2815,00-2826,20 Песчаник мелкозернистый алевритовый глинистый Fine silt clay sandstone 5,237-5,851
2 2816,37-2815,07 Песчаник мелкозернистый алевритовый глинистый Fine silt clay sandstone
3 2504,0-2509,6 Песчаник светло-серый, мелкозернистый, алевритовый, глинистый, сцементированный, неизвестковистый, слабослюдистый. Цемент глинистый Light-grey sandstone fine, silt, clay, cemented, not calcareous, slightly micaceous. Clay cement
4 2957,70-2970,70 Алевролит светло-серый с кремовым оттенком, песчанистый, глинистый, слюдистый, неизвестковистый, сцементированный Light-grey siltstone with cream shade, sandy, clay, micaceous, not calcareous, cemented
5 2957,70-2970,70 Песчаник светло-серый с кремовым оттенком, мелкозернистый, алевритовый, глинистый, неизвестковистый, сцементированный Light-grey sandstone with cream shade, fine, silt, clay, not calcareous, cemented
6 2815,0-2834,0 Песчаник серый, мелкозернистый, глинистый, кварц-полевошпатовый, неизвестковистый, сцементированный, с включениями окаменелых остатков флоры Grey sandstone, fine, clay, quartz-feldspar, not calcareous, cemented, with inclusions of fossils of flora 2,807-2,552
7 Песчаник серый, мелкозернистый, кварц-полевошпатовый, неизвестковистый, сцементированный, неслоистый, однородный. Цемент глинистый Grey sandstone, fine, quartz-feldspar, not calcareous, cemented, nonlamellated, homogeneous. Clay cement
8 2834,0-2853,0 Песчаник серый с зеленовато-буроватым оттенком, мелкозернистый с примесью зерен среднезернистой фракции, глинистый, кварц-полевошпатовый, слюдистый, неизвестковистый, сцементированный, местами слабосцементированный. Цемент глинистый Grey sandstone with greenish-yellowish shade, fine with fine grains of medium-grained fraction, clay, quartz-feldspar, micaceous, not calcareous, cemented, loosely cemented in some places. Clay cement
9 Песчаник светло-серый, серый, разнозернистый, алевритистый, кварц-полевошпатовый, слабослюдистый, неизвестковистый, сцементированный, неслоистый, однородный. Отмечается плотная упаковка и бесцементное скрепление зерен Light-grey sandstone grey, coarse-grained, silt, quartz-feldspar, slightly micaceous, not calcareous, cemented, nonlamellated, homogeneous. Dense packing of the grains and its cementless fixation can be found
10 2853,0-2867,5 Песчаник серый, мелко-среднезернистый, слабоглинистый, кварц-полевошпатовый, слабослюдистый, неизвестковистый, сцементированный, неслоистый, однородный. Цемент глинистый Grey sandstone, small-medium-grained, slightly clayey, quartz-feldspar, slightly micaceous, not calcareous, cemented, nonlamellated, homogeneous. Clay cement
циента восстановления) в результате воздействия всех тестируемых буровых растворов для наиболее проницаемых образцов керна. На основании тестов буровых растворов на углеводородной/водной основе выявлено, что применяемый на месторождении состав (биополимер карбонатный) показывает достаточно высокие коэффициенты восстановления проницаемости для всех рассмотренных свит. Состав на углеводородной основе (РУО)закономерно демонстрирует лучшие результаты, что связано с минимальным воздействием на фазовую проницаемость фильтрата, проника-
ющего в поровое пространство керна. Следующие составы, показавшие практически равную эффективность, - базовый полимер глинистый и биополимер-карбонатный состав.
ИССЛЕДОВАНИЕ И ПОДБОР КИСЛОТНЫХ СОСТАВОВ
Получив результаты фильтрационных анализов и данные по термостабильности, для адекватной оценки применимости бурового раствора авторами было предложено провести исследование воздействия кислотных составов на коллектор и призабойную зону пласта с целью улучшения коллекторских
свойств и отчистки от фильтрационной корки.
На этапе предварительного тестирования было подготовлено несколько образцов кернового материала (табл. 4). Составленная из стандартных цилиндрических (диаметр 3 см) образцов «модель пласта» помещалась в кернодержатель высокого давления. В кернодержателе создавалось поровое давление, давление всестороннего сжатия с учетом глубины пласта, температура соответствовала реальной.
После приведения кернодержателя и всей установки в рабочее положение
включался прогрев термостата. Прогрев всей системы до пластовой температуры проходил в течение 8-12 часов и контролировался полной стабилизацией давлений в гидросистеме. Для более полной насыщенности модели пласта и распределения керосина в поровом пространстве производилась фильтрация двух поровых объемов керосина. Повреждение керна моделировалось закачкой в модель бурового раствора.
В течение 4 часов поддерживался перепад давления, соответствующий реальному при первичном вскрытии продуктивного пласта. После измерения контрольной проницаемости осуществлялась закачка кислотного состава (КС) в направлении от ствола скважины в пласт. Закачка проводилась как при поддержании постоянного расхода. Перепад давления определялся в начале и в конце закачки КС. После прокачки до 2 поровых объемов КС фильтрацию останавливали на воздействие (выдержку на реакции кислотных составов с породой) в течение 8 часов. После окончания закачки КС в пласт проводилась обратная фильтрация керосина «из пласта в скважину» и измерялась конечная проницаемость по керосину для всей модели. Результаты исследования представлены на рисунке 3 и в таблице 5.
На основании тестов буровых растворов на углеводородной/водной основе установлено, что применяемый биополимер-карбонатный раствор показал достаточно высокие коэффициенты восстановления проницаемости для всех рассмотренных образцов. Лучшие результаты были у РУО, что обусловлено минимальным воздействием на фазовую проницаемость фильтрата, проникающего в поровое пространство керна.
Практически равный уровень эффективности продемонстрировали базовый полимер глинистый и биополимер-карбонатный состав.
Тесты по кислотной обработке различными составами на основе HCl показали незначительное влияние на горную породу. Кислотные составы активно взаимодействуют с кольма-тантом рассматриваемых буровых
Таблица 5. Результаты фильтрационных исследований Table 5. Filtration studies results
№ эксперимента Test No. Интервал Interval Тип бурового раствора Drilling mud type К , 10-3 мкм2 пр' Kper, 10-3 Mm2 Кв сст после обработки, % К after recov. treatment, %
1 2815,00-2826,20 Полимер-глинистый Clay polymer 75,7337 75,734
2 2816,37-2815,07 Полимер-карбонатный Carbonate polymer 15,309 61,249
3 2504,0-2509,6 РУО OBM 45,494 41,583
4 2957,70-2970,70 Полимер-глинистый Clay polymer 3,279 66,915
5 2815,0-2834,0 Полимер-карбонатный Carbonate polymer 8,025 69,238
6 2834,0-2853,0 РУО OBM 182,9 73,356
7 2834,0-2853,0 Полимер-глинистый Clay polymer 160,9 17,1
8 2834,0-2853,0 Полимер-карбонатный Carbonate polymer 215,461 32,98
9 2834,0-2853,0 РУО OBM 505,449 86,857
10 2853,0-2867,5 Полимер-глинистый Clay polymer 28,678 60,60
11 2853,0-2867,5 Полимер-карбонатный Carbonate polymer 36,858 93,49
12 2853,0-2867,5 РУО OBM 39,916 108,92
Время, мин. Times, min
Рис. 2. Динамика перепада давления при срыве корки бурового раствора для образцов № 1-5 Fig. 2. Dynamics of the differential pressure at sample cake failure for samples No. 1-5
Таблица 6. Результаты тестирования кислотных составов Table 6. Results of the acid compositions testing
№ эксперимента Test No. Буровой раствор Drilling mud Кислотный состав Acid composition К до восст м обработки, % К before recov. treatment, % К после восст обработки, % К after recov. treatment, %
1 Полимер глинистый Clay polymer HCl 78,3 26,6
2 Полимер глинистый Clay polymer Химеко-ТК 2м Khimeko-TK 2 m 76,2 84
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ СКВАЖИН
растворов. В ходе экспериментов наблюдался разнонаправленный эффект от воздействия кислотных составов на корку бурового раствора. Измерения проницаемости до и после кислотной обработки показали высокую активность кислотных составов и разрушение корки. При этом в большинстве случаев отмыв корки бурового раствора более эффективен, чем кислотная обработка без отмыва. Кроме того, использование кислотных растворов (10% HCl на водной основе) приво-
дит к существенному уменьшению фазовой проницаемости вследствие увеличения насыщенности порового пространства кислотными составами, препятствующими фильтрации нефти (керосина).
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
Предложенный алгоритм подбора рецептур, направленный на минимизацию снижения проницаемости коллектора, показал свою целесообразность и объективность. Исследования в рам-
ках опробования подхода к обоснованию рецептур буровых растворов для конкретных геологических условий показал свою целесообразность и перспективность. Использование данного способа подбора рецептур дает возможность не только подобрать необходимые технологические параметры раствора, но и оценить его термостабильность, степень кольмата-ционного эффекта и качество очистки коллектора после проведения кислотной обработки.
До воздействия Before exposure
Расход жидкости, мл/мин Fluid flow, ml/min
После кислотной обработки After the acid treatment
0,90
0,60
.м
0 .'<>
а .m
,я и t a 0,<50
н ,p
е o и,?о
л
в -п
а д 1> MU
д ru
а s «и»
е р ser п 0.20
е
П ОЛО
0.W
* = 0.05b JÏ-U.M26
ч.т \ ou M.w H.w Расход жидкости, мл/мин Fluid flow, ml/min
После воздействия бур.раствора Before the drilling mud exposure
у = 0.0169*-0.001 s S- • 0ДО9ё v
о
00 !.CO lit.Ol IÎ.KI
Расход жидкости, мл/мин Fluid flow, ml/min
References:
1. Ryazanov Ya.A. Encyclopaedia of drilling waters [Jenciklopedija po burovym rastvoram]. Letopis' Publ., Orenburg, 2005, 664 pp.
2. Sharafutdinov Z.Z. Water-based drilling mud and control of its rheological parameters [Burovye rastvory na vodnoj osnove i upravlenie ih reologicheskimi parametrami]. Neftegazovoe delo = Oil and Gas Engineering, 2004, 21 pp. Access mode: http://ogbus.ru/down1oad/authors/ Sharafutdinov/Sharafutdinov_2.pdf. Accessed date: 12.04.2016.
3. Grey J.R., Darley G.S.G. Composition and properties of drilling agents [Sostav i svojstva burovyh agentov]. Translated from English. Nedra Publ., Moscow, 1985, 701 pp.
4. Ulyasheva N.M. Drilling fluids technology [Tehnologija burovyh zhidkostej]. Tutorial in 2 parts. Part 1. Ukhta State Technological University, 2008, 164 pp.
5. Mishchenko M.V., Kamartdinov M.R. Selection of acid compositions in well construction in difficult geological conditions. Access mode: http:// iopscience.iop.org/artic[e/10.1088/1755-1315/33/1/012031/pdf. Date of access 28.04.2016.
6. Khorev V.S., Dmitriev A.Yu., Boyko I.A., Kayumova N.S., Rakhimov T.R. The integrated method to select drilling muds for abnormally high pressure formations. Access mode: http://iopscience.iop.org/artide/10.1088/1755-1315/33/V012039/pdf. Date of access 28.04.2016.
а) a) б) b) в) c)
Рис. 3. Зависимость перепада давления: а) на образце от расхода жидкости до воздействия; б) от расхода жидкости после воздействия бурового раствора; в) на образце от расхода жидкости после кислотной обработки
Fig. 3. Pressure drop dependence: a) on sample of the fluid flow to the exposure; b) liquid flow after the drilling mud exposure c) on sample of the fluid flow after the acid treatment
Литература:
1. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург: Летопись, 2005. 664 с.
2. Шарафутдинов З.З. Буровые растворы на водной основе и управление их реологическими параметрами // Нефтегазовое дело. 2004. 21 с. Режим доступа: http://ogbus.ru/download/authors/Sharafutdinov/Sharafutdinov_2.pdf. Дата обращения: 12.04.2016.
3. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов. Пер. с англ. М.: Недра, 1985. 701 с.
4. Уляшева Н.М. Технология буровых жидкостей: Учеб. пособие. В 2-х ч. Ч. 1. Ухта: УГТУ, 2008. 164 с.
5. Mishchenko M.V., Kamartdinov M.R. Selection of acid compositions in well construction in difficult geological conditions. Режим доступа: http:// iopscience.iop.org/article/10.1088/1755-1315/33/1/012031/pdf. Дата обращения 28.04.2016.
6. Khorev V.S., Dmitriev A.Yu., Boyko I.A., Kayumova N.S., Rakhimov T.R. The integrated method to select drilling muds for abnormally high pressure formations. Режим доступа: http://iopscience.iop.org/article/10.1088/1755-1315/33/1/012039/pdf. Дата обращения 28.04.2016.
