CC BY
10УДК 622.245
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СОСТАВОВ БИОПОЛИМЕРНЫХ ИНГИБИРОВАННЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
PERFECTION OF COMPOSITIONS OF BIOPOLYMER INHIBITED SOLUTIONS FOR PRODUCTIVE FORMATIONS DRILLING-IN
В. П. Овчинников, И. Г. Яковлев, А. В. Сирии
V. P. Ovchinnikov. I. G. Yakovlev. A. V. Sinn
Тюменский лкугЬрствеиныи нефта.-аюшн униаарснтст, л Тюмень
Ключевые ежмм: формиит натрия, Ниоткиаириый раствор, вскрытие продуктивных >чистое Key words: well completion, sodium fonniiile, biopolymer drilling mud
В последние годы значительная часть эксплуатируемых месторождений нефти и ra sa в традиционных районах нефтегазодобычи уже исчерпывает свои ресурсы. Поэтому активно проводится бурение новых скважин на трудноизвлскаемые запасы нефти и газа, а также вкладываются значительные финансовые ресурсы в фор-
№ 2, 2014
Нефть и газ
39
мированис новых регионов нефтегазодобычи. Таковыми в ближайшей перспективе должны стать месторождения Красноярского края и Восточной Сибири.
Не секрет, что результат бу рения — полу чение стабильного высокого дебита скважины — в большей степени зависит от горно-геологических условий залегания и хороших коллскторских свойств продуктивных пластов. Также известно, что в процессе вскрытия и разобщения вследствие различных физико-химических, физико-механических и других процессов возможно снижение продуктивности скважин в несколько раз. Поэтому исследования в области обеспечения качества вскрытия продуктивных пластов на малоизученных месторождениях Красноярского края являются актуальными.
Исследователи полагают, что существуют следующие основные виды загрязнения пласта: реакция глин, содержащихся в нем. с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин; кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора. Очевидно, это только часть факторов, которые определяют падение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). Если принять к сведению, что на площади образца из обычного песчаника, равной 6.5 см", находится до 3 ООО пор. которые в известной степени определяют проницаемость, то становится понятным, насколько чу вствительна эта поверхность к загрязнению. Таким образом, наиболее подходящими для вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающими высокое качество вскрытия являются биополимерные ингиби-рованные промывочные жидкости. А совершенствование их рецептуры возможно подбором нескольких различных по составу и происхождению ингибируюших гидратацию глинистых сланцев реагентов.
Строительство скважин на Западно-Сузуиском месторождении, расположенном в Красноярском крае, характеризуется достаточно сложными гсолого-тсхничсскими условиями из-за преобладания карбонатно-галогенных образований и наличия зон контактово-мстосоматичсских горных пород, что определяет воздействие на породы растворов высокой химической активности. С этим связано то. что наиболее распространенное осложнение — это поглощения в процессе строительства скважин буровых и тампонажных растворов. Интенсивность данных поглощений варьируется в весьма широких пределах. Таким образом, проблема разработки оптимальной рецепту ры бурового раствора стоит достаточно остро. Однако стоит рассматривать повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов в более широком смысле. Результаты исследований позволят повысить качество вскрытия продуктивных пластов, обеспечить устойчивость стенок скважин, снизить вероятность возникновения аварийных ситуаций, связанных с сужением ствола скважины и его зашламовыванием.
Рассмотрим типовую конструкцию скважин Тагульского месторождения, которая включает:
• направление диаметром 426 мм (глубина спуска до 150 м):
• кондуктор диаметром 324 мм (глубина спуска до 800 м):
• техническую колонн) диаметром 245 мм (глубина спуска от 2 ООО до 2 700 м):
• эксплуатационную колонну диаметром 178. 168 или 146 мм (глубина спуска от 2 700 до 3 950 м). В эксплуатационные скважины спущены лифтовые колонны диаметром 73. 89 или 114 мм. Все обсадные колонны зацементированы до устья.
Как правило, бурение направления производится на глинистом растворе (0-150 м) с высокой вязкостью (100-150 с) с целью частичного перекрытия интервала M M П. Бурение под кондуктор (150-800 м) начинается с высоковязкого глинистого раствора, а затем, когда заканчиваются ММП и начинаются глинистые пласты, возникает необходимость резкого снижения вязкости и применения реагентов для предотвращения наработки глинистой фазы и реагентов, предотвращающих образование сальников.
40
№ 2, 2014
Практика бурения под техническую колонну и эксплуатационную колонну покачала. что целесообразно использовать растворы, ингибированные солями либо полимерами типа ПАА. Преимущества минерализованных растворов — наличие ингибиторов глин (формиат натрия), стабильные параметры данной системы, которые легко поддерживать минимальной обработкой (интервал «шоколадных» глин на этом растворе продержался 34 дня — длительные геофизические работы в скв. Р 34 Сучунекого лицензионного участка). Следует обращать внимание на используемые компоновки и в некоторых случаях использовать понизители фильтрации для ликвидации фильтрации в песчаные пласты в сочетании с кольматанта-ми разнофракционного состава, например, как в скв. Р-85 Русского месторождения. Применение минерализованного формиатом натрия раствора особенно важно при бурении под техническую колонну. где иногда идет очень активная наработка глинистой фазы. Как показала практика бурения, глинистая фаза в растворе, обработанном формиатом натрия, почти не диспергируется, и се активность снижается. Применение полигликоля как ингибитора глин без хорошей системы очистки не даст должного результата. Опыт бурения под эксплуатационную колонну на данной группе месторождений показал существенное влияние на свойства бурового раствора углекислотной агрессии. Для решения данной проблемы в интервале 1 200-2 700 м рекомендуется вводить в рецептуру раствора негашеную известь для нейтрализации ионов углекислоты. Применение ПАА в качестве ингибиторов при вскрытии продуктивных пластов приводит к значительному снижению проницаемости в призабойной зоне за счет проникновения полимеров и адсорбции их внут-рипорового пространства. Таким образом, универсальным ингибитором гидратации различных по катагенезу глинистых пород может являться раствор с содержанием формиата натрия.
Для оценки эффективности перечисленных рекомендаций было предложено проведение исследований на ингибируюшую способность различных составов биополимерного раствора. Согласно признанной методике оценки ингибирующей способности к гидратации глинистых сланцев проводились тесты на линейное расширение образцов пород — тест на набухасмость. В качестве модели образца горной породы были сформированы образцы из измельченного кернового материала с Западно-Сузу некого ЛУ (таблица).
Недомоешь отбора керпа
Лицензионный участок № скв. Интервалы о'ИЗора керна Вынос керпа Место взятия от верха, м 11ласт
от до
3а1 ш;и ю-Су ¡VI гский 301 2 748,3 2 754,3 6,0 3,28 кровля Их,
Изначально при выборе наилучшего ингибитора глин был поставлен эксперимент на тестере набухасмости (линейной) по трем видам добавок к биополимер-ному раствору : 1) соль муравьиной кислоты — формиат натрия: 2) формиат натрия + ингибитор ОуссНтпс: .3) формиат натрия + ингибитор Ро1уапип\сг.
С целью дальнейшего снижения эффекта набухания глин к биополимерному минерализованному формиатом натрия раствор) по отдельности были применены ингибирующис добавки С1усс1ттс и РоКапптсг. В результате приготовлено 3 раствора для проведения исследований на линейную набухасмость: биополимерный минерализованный формиатом натрия 1 100 кг/м3. биополимерный минерализованный формиатом натрия 1 100 кг/м3 + 20 кг/м3 ОуссИтпс. биополимерный минерализованный формиатом натрия 1 100 кг/м3+ 20 кг/м3 РоКапптсг.
№ 2, 2014
Нефть и газ
41
На рисунке представлен график зависимости набухасмости образца породы из интервала 2 748.3-2 754.3 м со скв. 301 Западно-Сузу некого ЛУ — это кровля объекта Hxl. Cell I — биополимерный минерализованный формиатом натрия 1 100 кг/м\ Cell 2 — биополимерный минерализованный формиатом натрия 1 100 кг/м1 + 20 кг/м3 Glycdimne. Cell 3 — биополимерный минерализованный формиатом натрия 1100 кг/м3 + 20 кг/м' Polyaininver.
Из графика видно, что наихудшими ингибирующими способностями обладал раствор с комбинированным механизмом ингибирования от применения формиата натрия и Polyaininver. наилучшими в первые 22 часа — раствор с комбинированным механизмом ингибирования от применения формиата натрия и Glycdimne. однако после 22 часов действие Glycdimne прекратилось, и показатель набухасмости стал лучше у раствора, содержащего чистый фор.миат натрия.
75- г,я- ftnc □ Coir Dist I I Cel2 □ Tenc □ rntrlW | | Cel3 Тэпр [^7] СигОЫ | |
o.-c
4,5-
4.0- ji 5,5- tl.lL
U.ll i"i
-8,C5 i о £
—h .-rrc -
3,5-.1,11- 1
1
Ч 1,'j >>
I
'/JUL
■t it
1,0-
-7,7 Г
Э.5- v,m
00:CC 52 00 * 00 Cc ЭЭ Ci ЭЭ 10:CC 12 li cc и * '„Uiuiii 00 lc DO 18:C0 20:CC 22 00 2- 00 2c ЭЭ
¡'нсунок. График швисимостн пабухаемости (Swelling) ойраща породы ич ишперва ш 2 748,3-2 754,3 м со скв. 301 Западно -Сучунского J1У от воздействия промывочных жидкостей во времени
Таким образом, для данного пласта наилучшим ингибитором гидратации глинистых сланцев является формиат натрия, сочетание его с другими ингибиторами не приносит положительного эффекта, а в случае с РоК апптег. являющимся полимером акрилового ряда, получилось снижение ингибируюшей способности раствора.
Известно, что линейное расширение зависит не только от физико-химического взаимодействия глинистого материала и бурового раствора, но и от внешних факторов — температуры, времени контакта, что определяется технологией бурения, например, температура при бурении может меняться в зависимости от режима промывки, частоты вращения, нагрузки и типа породоразру тающего инструмента, а время контакта — от конструкции скважины, скорости проходки и технологии заканчивания. Ранее проведенные тесты различных рецептур и систем растворов в других интервалах нижнсхстской свиты также подтвердил и высокую эффективность применения формиата натрия как ингибирующей добавки. Отказ от использования дополнительных ингибиторов позволит снизить себестоимость приготовления и применения буровых растворов. Результаты данной работы можно использовать при проектировании технологии вскрытия и рецептур буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов. Биполимерный буровой раствор, инги-
42
Нефть и газ
№ 2, 2014
бированный формиатом натрия, рекомендовано использовать на всем интервале вскрытия проду ктивных пластов при бурении под эксплуатационную колонну на Западно-Сузу иском месторождении.
Список литературы
1. Овчинников В. П., Яковлев И. Г. Совершенствование составов и технологии приготовления ИЭР на основе минерального масла/. Бурение и нефть. - 2013. -№3.
2. Яковлев И. Г. Безглинистые буровые растворы с пониженной плотностью и показателями фильтрации 7 Oil&GazEurasia. - 2007. -№ 1.-С. 18-19.
3. Овчинников В. П., Яковлев И. Г.. Рожкова О. В. Комплексный эмульгатор для создания ин-вертного эмульсионного раствора на основе минерального масла для вскрытия продуктивных пластов. Заявка на патент РФ. Приоритет №2013134914 от 23.07.2013 г.
4. Овчинников В. П.. Яковлев И. Г. Инвертный эмульсионный раствор на основе минерального масла для вскрытая продуктивных пластов. Заявка на патент РФ. Приоритет № 2013111252 от 12.03.2013 г.
Сведения об авторах
Овчинников Василий Павлович, д. т. н., профессор, заведующий кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин>л Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)206092, e-mail: hurenie(ä}rambler.ru
Яковлев Игорь Григорьевич, к. т. н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)206092, e-mail: bure-me@rambler.ru
Сирин Антон Владимирович, аспирант. Тюменский государственный нефтегазовый университет. с". Тюмень, тел. 8(3452)39962, e-mail: anton-sirins'äyandex.ru
Ovchinnikov V. P., Doctor of Technical .Sciences, professor, head of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)206092. e-mail: bnrenie@rambler.ru
Yakovlev I. G., Candidate of Technical Sciences, associate professor of the chair «Drilling of oil and gas wells v. Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3-152)206092, e-mail: burenie@rambler.ru
Sliill A. V; postgraduate, Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)39962, e-mail: anton-sirinyä'yandex.ru
