CC BY
93
РАЗДЕЛ 2. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
УДК 622.244.49-048.78:577.114
Р.М. Вафин
Санкт-Петербургский государственный горный университет, Санкт-Петербург, Россия
ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПУТЕМ КОМПЛЕКСНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОЛИСАХАРИДОВ
Представлены результаты исследования влияния фильтрата бурового раствора на набухание бентонитовых глин. Проводились исследования поверхностного натяжения на границе «фильтрат-нефть» и «фильтрат-воздух».
Ключевые слова: буровой раствор, биополимер, гидратация глин, поверхностное натяжение.
R. Vafin
Saint-Petersburg State Mining University Saint-Petersburg, Russia
IMPROVEMENT QUALITY OF OPENING THE PRODUCTIVE LAYERS BY COMPLEX USAGE OF POLYSACCHARIDES
The results of researches the fluid losses on the bentonite clays swelling are given. It shows the experimental results of a surface tension on border «filtrate-oil» and «filtrate-air».
Key words: drilling fluid, biopolymer, clays hydration surface tension.
При бурении нефтяных и газовых скважин, в том числе при вскрытии продуктивных пластов, наиболее распространенными в настоящее время являются полимерные безглинистые буровые растворы.
Назовем основные требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта [1]:
1) состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта;
2) фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе «фильтрат-нефть»;
3) соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды;
4) водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;
5) состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки.
Проблему ингибирования гидратации глин решают преимущественно путем электростатической защиты, использования растворов, содержащих ионы: Са++, Mg++, Na+, K+, а также различных промывочных жидкостей на углеводородной основе [2, 3]. При этом наибольшей гидрофобизирующей способностью в композиции с биополимерами обладает KCl.
Исследования проводились с помощью прибора для определения набухаемости глинистых частиц ПНГ-2М. Для этого рабочее кольцо с прессованной глиной (монтмориллонитовой) помещалось в фильтрат бурового раствора на основе биополимера Робус с процентным содержанием 0,5 % по массе. Время контакта бурового раствора с продуктивным пластом по Республике Татарстан составляет 30-80 ч, по Западной Сибири до 120 ч. Исходя из этого лабораторные исследования длились в течение 8 дней. Результаты исследования влияния буровых растворов на набухаемость монтмориллонитовых (бентонитовых) глин представлены на рисунке и в табл. 1.
Набухание бентонита в различных средах
Состав раствора Во- да Робус 0,5%+KCl 1% Робус 0,5%+KCl 2% Робус 0,5%+-КС1 3% Робус 0,5%+Ка 4% Робус 0,5%+КС1 5% Робус 0,5%+KCl 6%
Относи- тельное набуха- ние 100 39,7 29,8 16,9 15,3 15,1 14,8
400 350 300
s 250
О 200 150 100 50 0
012345678 Время, сут
—0,5%Робус+ 1%КС1 —0,5°оРобус+ 2%КС1 —0,5°/оРобу с+ 3°/о КС1 —^0,5%Робуе+4%КС1 —+—0,5%Робус+ 5%КС1
Рис. Набухаемость бентонита в различных средах
Анализ полученных результатов показывает, что с увеличением содержания хлористого калия гидрофильность глинистых частиц заметно снижается, при этом набухание глины при концентрации в буровом растворе 4-5 % КС1 и 0,5 % Робуса уменьшается более чем в 6 раз по сравнению с набуханием в дистиллированной воде, причем дальнейшее увеличение концентрации КС1 не дает ощутимого результата. Таким образом, введение хлористого калия в количестве 4-5 % позволяет снижать негативное влияние биополимерного бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов.
Как известно, большинство нефтесодержащих пород гидрофильны и способны адсорбировать воду, отфильтровавшуюся в продуктив-
ный пласт при использовании промывочной жидкости на водной основе. В результате снижается фазовая проницаемость по нефти и блокируется ее поступление в скважину. Характер смачиваемости нефтесодержащих пород можно изменять путем воздействия промывочной жидкости с гидрофобизирующими добавками (на стадии первичного вскрытия) либо композициями, обладающими гидрофибизирующими свойствами (на стадии вторичного вскрытия).
Адсорбируясь на поверхности поровых каналов, ПАВ гидрофо-бизируют ее, изменяя характер смачиваемости поровых каналов, а концентрируясь на границе раздела фаз «нефть-фильтрат», снижают поверхностное натяжение [4].
Исследования поверхностного натяжения проводились с помощью механического тензиометра фирмы Кгцбб. Измерение межфазного натяжения осуществлялось между двумя жидкостями при повышенных температурах (20 и 60 °С) при атмосферном давлении.
Результаты исследования поверхностного натяжения на границе «фильтрат-нефть» и «фильтрат-воздух» представлены в табл. 2. Для сравнения были выбраны несколько систем буровых растворов, применяемых как для бурения, так и для первичного вскрытия продуктивного пласта. Наихудшие результаты как на границе «фильтрат-нефть», так и «фильтрат-воздух» показали глинистый раствор «Глина 3%+ Са2Со3 0,5%+КМЦ 0,5%». При этом результаты межфазного натяжения на границе раздела «фильтрат-воздух» составили более 68 мН/м, а на границе «фильтрат-нефть» 13 мН/м, с увеличением температуры снижаясь до 18 мН/м. Полимерный буровой раствор с реагентами «:Ргаев1;о1 0,3%+Са2Со3 0,5%+КМЦ 0,5%+ТПФН 0,1%» на границах с нефтью показал 14 мН/м, а с воздухом 63,5 мН/м. Формиатный буровой раствор «Глина 2%+КМК 5%+формиат натрия 30%» показал немного лучшие результаты, по сравнению с предыдущими системами. Для границы «фильтрат-воздух» они составляли 51,5 мН/м, «фильтрат-нефть» 14,5 мН/м. Наилучшие результаты показал предлагаемый состав биополимерного бурового раствора, с комплексным использованием полисахаридов. Поверхностное натяжение на границе «фильтрат-нефть» уменьшается в 3 раза по сравнению с водой, в 2 раза меньше по сравнению с полимерным раствором, более чем в 2 раза меньше по сравнению с глинистым и раствором формиата натрия.
Исследование поверхностного натяжения на границе «фильтрат-нефть» и «фильтрат-воздух»
Составы растворов «Фильтрат-воздух» «Фильтрат-нефть»
Температура, оС
20 60 20 60
Поверхностное натяжение, мН/м
Дистиллированная вода 73 68 16 13
РгаеБЮ 0,3%+Са2Со3 0,5%+КМЦ 0,5% + + ТПФН 0,1% 63,5 61 14 12
Глина. 3%+ Са2Со3 0,5%+КМЦ 0,5% 68,5 55 26 18
Глина 2%+КМК 5%+формиат натрия 30% 51,5 48 14,5 13
Биополимерный буровой раствор 39,5 35 6 4,5
Таким образом, предлагаемый состав бурового раствора эффективно уменьшает гидрофильность глинистых частиц и поверхностное натяжение «фильтрат-нефть», что позволяет снижать негативное влияние биополимерного бурового раствора на фильтрационноемкостные свойства продуктивных пластов.
Библиографический список
1. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: справ. пособие / А.Г. Калинин, А.З. Левицкий, А.Г. Мессер, Н.В. Соловьев // под ред. А.Г. Калинина. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. - С. 379.
2. Исследование глин и новые рецептуры глинистых растворов / В. Д. Городнов [и др.]. - М.: Недра, 1971г.
3. Новиков В. С. Критерии ингибирующих свойств бурового раствора // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 6.
4. Гилязов Р.М. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. - М., 2002. - 255 с.
References
1. Kalynyn A.G., Levytsky A.Z., Messer A.G., Soloviyov N.V. A Practical Guide to Technology for liquid and gaseous minerals drilling: A Reference Guide / edited by A.G. Kalynyn. - M.: Nedra-Bussinesscentre, 2001. - 379 p.
2. Gorodnov V.D. and others. The study of clay and new recipes of mud solutions. - M.: Nedra, 1972.
3. Novykov V.S. Criteria of inhibitory properties of the drilling fluid // Oil Industry. - № 6. - 1999.
4. Gylyazov R.M. Drilling of oil wells with offshoot. - М., 2002. -255 p.
Об авторах
Вафин Равиль Мисбахетдинович (Санкт-Петербург, Россия) -аспирант кафедры бурения скважин Санкт-Петербургского государственного горного университета (e-mail: [email protected]).
About the authors
Ravil Vafin(Saint-Petersburg, Russia) - post-graduate student, Saint-Petersburg State Mining University, Oil and gas department (199106, St.-Petersburg, Vasilevsky island, 21 line 2, e-mail: [email protected]).
Получено 09.09.2011
