зачем делать лба бурового раствора
Оперативная оценка насыщенности пород по газовому каротажу.
Автор: Тарасова Е.В., ООО «Петровайзер»
Издание: «Каротажник» №10(208) 2011 г.
Аппаратура газового каротажа, для экспресс-анализов шлама, керна, промывочной жидкости постоянно совершенствуется. Появилась возможность визуального дистанционного контроля работы газоаналитической аппаратуры. Внедряются новые программные комплексы для визуализации данных ГТИ (геолого-технологических исследований), как метрового, так и временного архива (в функции глубин или времени), для интерпретации результатов механического и газового каротажа: выделения и оценки коллекторов по комплексу ГТИ+ГИС.
Несмотря на все вышеизложенное, в последние годы значительно снизилось качество газового каротажа. В первую очередь это объясняется оттоком квалифицированных кадров, снижением заинтересованности исполнителей в результатах труда, невозможностью обучения и повышения квалификации кадров из-за низкой оплаты работы станции ГТИ. Невозможно качественно выполнить исследования, когда расценки на производство работ настолько низкие, что не позволяют обеспечить оплату труда на станции ГТИ более чем одного оператора, который вынужден дежурить круглосуточно.
Компьютеризация сбора и хранения информации ГТИ позволяет значительно упростить процесс количественной интерпретации, опробовать большое количество методик и выбрать оптимальные для изучаемого разреза.
Информация в функции времени предоставляет дополнительные возможности для выделения и оценки коллекторов по газовому каротажу. Это результаты диффузионного газового каротажа (ГКПБ), привязка газовой аномалии к конкретному интервалу глубин после расширки, проработки, наращиваний, перерывов в циркуляции, в процессе промывки, анализ поглощений промывочной жидкости и проявлений флюидов, который невозможно провести без «временных» замеров. Кроме перечисленного наличие исходной информации в функции времени позволяет произвести контроль сформированного архива в функции глубин и пр.
В первом приближении можно использовать литературные критерии оценки коллекторов, однако по мере накопления информации их необходимо уточнять, адаптировать к конкретному разрезу.
Посредством дегазации специально отобранных проб промывочной жидкости на ТВД либо по другой методике и последующего анализа выделившегося газа определяется фактическое газосодержание промывочной жидкости и коэффициент дегазации дегазатора. При интерпретации результатов анализов проб промывочной жидкости необходимо иметь в виду, что для анализа отобрано (проба около 1л) в лучшем случае не более 0.2% объема промывочной жидкости, поступающей из скважины в минуту.
Эффективность газового каротажа резко снижается в случае добавок углеводородов либо масляных компонентов в промывочную жидкость. Имеет большое значение расстояние от устья скважины до места установки дегазатора, вязкость и пр. свойства промывочной жидкости. Не следует переоценивать расчленяющую способность геохимических методов в тонкослоистом разрезе, особенно при высоких скоростях проходки, возможности газового каротажа при определении местоположения газожидкостного контакта, на нефтяных месторождениях с низким газовым фактором. Перед началом и после бурения необходимо производить не менее 1.5-2 цикла промывки скважины для полной очистки забоя от шлама и удаления скапливающегося в стволе газа.
На результатах геохимических исследований отрицательно сказываются УВ добавки в промывочную жидкость, применение растворов на нефтяной основе, полимерные буровые растворы с низким коэффициентом дегазации. Нередко применяются УВ добавки в виде нефтяной ванны при ликвидации прихватов, в качестве смазывающего агента при спуске обсадных колони пр. Примеры искажения информации о насыщении коллекторов на рис. 1, 2, 3.
Рис. 1 Водонасыщенный коллектор. Увеличение содержания тяжелых углеводородов и содержание масляных битумоидов до 4 баллов связано с вводом нефти в буровой раствор
Рис.2 Неясное насыщение. Добавки нефти искажают результаты геохимических исследований
На рис.2 в интервале 2161-2176м по механическому каротажу и повышению газопоказаний Ккон = ГΣ/Гфон = 0.23/0.05 = 4.6 выделяется коллектор с неясным характером насыщения. Повышение относительного содержания тяжелых УВ до 50-60% свидетельствует о наличии в растворе нефти. Добавки нефти искажают результаты геохимических исследований. Низкие значения остаточной нефтегазонасыщенности, интерпретация палеток флюидных коэффициентов (диаграммы Пикслера) (рис.3) и раздельного анализа газа РАГ (рис.4) позволяют сделать вывод о непродуктивности пласта.
Рис.3 Палетка флюидных коэффициентов
Рис.4 Палетка раздельного анализа газа (РАГ)
Рис. 5 Результаты ЛБА раствора на входе в скважину, 3 балла МБ (Б)
Результаты газового каротажа в процессе бурения позволяют оценить качественно и количественно каждый выделенный по данным механического каротажа отдельный пласт (рис.6). Анализ временных диаграмм позволяет более точно, чем по расчетному времени отставания, привязать интервалы повышенных газопоказаний к конкретным участкам разреза.
Рис. 6 Выделение и оценка перспективных интервалов разреза по результатам механического и газового каротажа при бурении
Диффузионный каротаж
Помимо газового каротажа в процессе бурения важно оценивать качественно и количественно газопоказания при промывках, после наращиваний и пр. – газовый каротаж после бурения (ГКПБ).
Наличие информации о расходе промывочной жидкости и конструкции скважины и инструмента позволяет точно привязать каждую газовую аномалию, каждую пробу промывочной жидкости по глубине к конкретным пластам.
В результате этой работы каждый интересующий пласт охарактеризован значениями газопоказаний при разных режимах – при бурении, промывках при различных репрессиях, что позволяет более полно оценить его коллекторские свойства, характер насыщенности и пластовые давления.
Рис.7 Формирование газовых пачек при диффузионном каротаже и бурении интервала 1251-1262м
Косвенное определение пластовых давлений по газовому каротажу при бурении на равновесии (при равенстве забойного и пластового давлений).
При бурении интервала 1286-1287м (рис.8) было зафиксировано увеличение суммарных газопоказаний в газовоздушной смеси до 33,6%, которое с учетом отставания газа соответствует времени выхода газа из пробуренного интервала 1280-1282м (газ после наращивания).
Рис. 8 Увеличение суммарных газопоказаний в газовоздушной смеси до 33.6% при бурении интервала 1286-1287м
После последующих наращиваний на глубине 1294м, 1304м, 1314м при бурении было зафиксировано повышение газопоказаний в газовоздушной смеси до 33,1%, 29,76%, 29,1% соответственно, через интервалы времени, которые соответствуют выходу забойных пачек. Следовательно, бурение производилось в условиях равновесия давлений забойного (гидростатического столба жидкости + гидродинамическое давление) и пластового, в результате чего в процессе бурения не наблюдалось избыточного проявления пластового флюида. При СПО и наращиваниях происходило нарушение равновесия давлений в стволе скважины в результате свабирования при движении бурильной колонны вверх, а также из-за снижения давления на пласт при отсутствии гидродинамической составляющей забойного давления. Пластовый флюид порциями поступал в буровой раствор и в процессе промывки выносился на устье через интервалы времени, соответствующие времени отставания.
Рис. 9 Ликвидация проявления, стравливание избыточного давления
Исследования по результатам газового каротажа застойных зон, образующихся при проводке скважин.
При проведении ГТИ на ряде скважин Северного борта Западно-Кубанского прогиба по инициативе Лозгачева И.Е. проведены исследования застойных зон, образующихся при проводке скважин.
Точные измерения объёмов промывочной жидкости, участвующей в циркуляции (по фактическому времени отставания газа по временным диаграммам газового каротажа, контролю с запуском индикатора в скважину) показали, что цикл промывки скважины всегда меньше его теоретической величины, рассчитанной по идеальной геометрии ствола скважины. Замеры производились при промывках скважины на разных глубинах, как в открытом стволе, так и в обсаженном. Пример замера цикла промывки скважины между максимумами значений газопоказаний при первичном и повторных выходах газовой пачки (рис.10).
Рис.10 Пример замера цикла промывки скважины
В результате измерений определено:
Зависимости изменения этих величин от плотности, вязкости и других параметров промывочной жидкости на данном этапе не исследовались.
В результате анализа застойных зон, образующихся при бурении скважин, подтверждается, что:
Газовый каротаж, как и ГТИ в целом, переживает тяжелое время. Невозможно качественно выполнить исследования, когда расценки на производство работ остаются низкие. Однако, этот сравнительно недорогой метод исследований дает много важной информации не только о насыщенности выделенных коллекторов.
Результаты газового каротажа позволяют без дополнительных затрат выявить межскважинные перетоки УВ, обнаружить техногенные залежи УВ, оценить герметичность ПХГ, оценить соотношение пластового и забойного давлений, определить долю объема раствора, участвующего в циркуляции и пр.
Специальный отбор и высокоэффективный хроматографический анализ проб промывочной жидкости с целью определения распределения по разрезу и концентрации предельных, непредельных и ароматических УВ позволяют оценить перспективность структур для поисков скоплений УВ.
Автор выражает глубокую признательность всем энтузиастам ГТИ и газового каротажа. Мне повезло работать с прекрасными людьми и специалистами, преданными своему делу. Большое им всем спасибо!
Отдельную благодарность выражаю прекрасному геологу-геохимику Воронину В.Д., знания, опыт и энтузиазм которого помогли научить большое количество технологов и геологов ГТИ методически грамотному проведению газового каротажа и геологической интерпретации результатов ГТИ.
Памятка молодому инженеру по буровым растворам
В настоящей статье речь пойдет об особенностях Сузунского и Ванкорского нефтегазовых месторождений. Мы побеседуем о применяемых буровых растворах и их параметрах. Скважины на данных месторождениях в основном наклонно-направленные с горизонтальным окончанием, горизонты протяженностью до 1000 метров.
Бурение пород ММП (вечно-мерзлых пород), бурение под термокейс до 35-40 метров.
При данной рецептуре для снижения водоотдачи возможно использование модифицированного крахмала или ПАЦ Н (полианионновой целлюлозы).
Бурение под кондуктор 324мм до 650-700м.
На данном этапе проводки скважины критически важно эффективно настроить систему очистки, снять насадки на конусах илоотделителя. Нужно выполнить настройку таким образом, чтобы пескоотделитель работал на ЦСГО (сам на себя), а насосом (ШН) илоотделителя работать на рабочую емкость. Также можно периодически запускать центрифугу, если она настроена на рабочую емкость. Установку ситовых панелей на линейных виброситах можно осуществлять, комбинируя размеры в диапазоне 70-100 API,а на осушающем вибросите следует использовать размер 230 API.
Основные требования при бурении под кондуктор 324 мм:
Не превышать программные значения, удельный вес бурового раствора должен быть не более 1,16 г/см3. При увеличении удельного веса следует постоянно проверять ситовые панели на их целостность и своевременно заменять на новые. Постоянной проверке подлежит и работа систем очистки:
1) проверять плотность пульпы с конусов песко-, илоотделителя;
2) проверять, есть ли слабая вибрация на конусах. Иногда бывает, что раствор просто выходит без очистки.
Рекомендованные меры:
— Разбавление раствора на свежее приготовленный.
— Запуск центрифуги (разрешен, если содержание песка в растворе не более 1%.)
Для минимизации риска растепления пород ММП нельзя допускать снижение условной вязкости раствора до 125-150 сек. При бурении в глинах для снижения риска наработки сальника рекомендуется держать рН – 8,5-9 и использовать противосальниковые добавки (например, Drilling detergent, производство компании Halliburton Baroid. Желательно данную добавку вводить в трубное пространство путем заливки по 2 ведра перед наращиванием).
При увеличении условной вязкости во время бурения в сланцевых породах необходимо приготовить и всегда держать в резерве легкий раствор с наименьшей концентрацией бентонита или на основе ПАЦ Н (с концентрацией 2-3 кг/м3). Во время бурения в песках условная вязкость начинает умеренно снижаться, следует немедленно реагировать дабы не привезти к растеплению пород ММП:
1) Откачать 8-10м3 раствора в БПР и обработать бентонитом 1-2 мешка, далее произвести обработку по циклу.
2) Если условная вязкость падает очень быстро, необходимо произвести обработку через гидроворонку с выходом на рабочую емкость по циклу.
3) При переслаивании пород песков с глинами необходимо проверить уровень рН в растворе. Дело в том, что иногда из-за слабого рН-уровня имеющаяся глина плохо деспергирует (растворяется). В таких случаях можно произвести «легкую» обработку раствора каустической содой по циклу.
На месторождении Сузунское компании АО «Ванкорнефть» имеется очень опасный интервал по вертикали от 240 до 280м (бурение в песках). На данном этапе бурения очень важно соблюдать контроль всех вышеуказанных параметров бурового раствора. При несоблюдении одного из параметров можно легко растеплить или порвать пласт, что вызовет катастрофическое поглощение без выхода циркуляции на устье. Как показывает мой личный опыт, при поглощениях в данном интервале кольматирующие пачки не дают положительных результатов, поэтому осложнения подобного характера в большинстве случаев могут привести к необходимости установки цементного моста и бурению второго ствола. Примечание: необходимо очень строго соблюдать условную вязкость в пределах от 120-150 сек., удельный вес раствора 1,13-1,16 г/см3.
Бурение под техническую колонну 245 мм
Бурение под эксплуатационную колонну 178 мм
Бурение под эксплуатационную колонну обычно не вызывает проблем. В рамках нашей статьи наибольший интерес для нас представляет нижняя часть интервала, в которой встречаются серые или, как их еще называют, «шоколадные» глины. В некоторых случаях бурение данных интервалов причиняет инженеру по буровым растворам немалую головную боль. Вроде и глины как глины, но при СПО (шаблонировании ствола скважины «на сухую») часто происходит сужение ствола скважины, затяжки, посадки. Иногда без проработки не обойтись. Желательно все же пройти сложный интервал «на сухую», дабы не провоцировать глины раствором. Шаблонирование данного интервала (400-500м) может занимать от 3 до 5 дней.
Бурение под «хвостовик» 114 мм
Это, пожалуй, самый благоприятный интервал для инженера по буровым растворам. Практически все бурение осуществляется через коллекторы, одни пески, поэтому в основном проблем не возникает. Водоотдачу раствора можно держать до 6 мл/30мин.
Примечание: перед приготовлением раствора на основе фугата (тех. воды) замерьте следующие параметры: рН, Ca + total hardness (общую жесткость), содержание хлор ионов (CL). Запомните: после бурения под хвостовик в растворе содержание CL до 25000-40000 мг/л, после переработки через блок ФСУ данный фугат лучше не использовать для приготовления бентонитовой пасты. Это объясняется тем, что бентонит очень плохо распускается в соленой воде, так что лучше сбросить данный раствор или использовать в дальнейшем.
Буровые растворы для бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин
В процессе бурения необходимо производить контроль реолологических параметров бурового раствора с целью предупреждения обвалов стенок и размыва устья скважины.
После утяжеления раствора за счет выбуренной породы до необходимой плотности необходимо обеспечить качественную очистку бурового раствора.
В случаи поглощения бурового раствора применять вязкие пачки с наполнителем (кордовое волокно, резиновая крошка, древесные опилки, ореховая скорлупа).
Перед спуском обсадной колонны рекомендуется обработать буровой раствор смазывающей добавкой FK-Lube или иными смазывающими добавками.
В процессе бурения на репрессии с промывкой любым типом бурового раствора в околоскважинной зоне формируется зона кольматации и зона проникновения фильтрата, физико-химический состав и глубина которых определяют как устойчивость приствольной зоны, так и снижение гидропроводности и фазовой проницаемости продуктивного пласта.
На основе анализа фундаментальных исследований в области химии и биохимии углеводов, обобщения практики бурения скважин в качестве полимерных реагентов для регулирования фильтрационных и реологических свойств безглинистых и малоглинистых буровых растворов используются полисахариды.
Основной причиной выбора полисахаридов является их способность к химической и биологической деструкции, за счет чего обеспечивается возможность разрушения и удаления кольматационного слоя, образующегося в процессе бурения, и практически полное восстановление коллекторских свойств пласта.
Разработана технология получения комплексных полисахаридных реагентов с использованием ингибиторов термоокислительной деструкции, в качестве которых использованы водорастворимые силикаты, бораты щелочных металлов, формиаты натрия и калия.
Комплексные реагенты содержат также гидрофобизирующие добавки на основе калиевых солей жирных кислот и неионогенного ПАВ.
Применение этих реагентов обеспечивает сохранение регламентированных реологических и фильтрационных свойств полисахаридных систем при t =90-1800 о C в течение длительного времени (исследования проводились в течение 45 суток).
На основе этих реагентов предлагается ряд рецептур безглинистых и малоглинистых буровых растворов для различных условий бурения, особенности состава и свойств которых приведены ниже.
Полимер-эмульсионный буровой раствор (ПМГ) для бурения надпродуктивного интервала
В качестве основного средства промывки скважины при бурении надпродуктивного интервала наиболее эффективно применение бурового раствора со свойствами, обеспечивающими устойчивость глинистых отложений, снижение проницаемости водоносных пластов, качественную очистку ствола скважины.
Высокопроницаемые водоносные пласты, неизолированные к моменту первичного вскрытия продуктивного пласта, требуют больших затрат обрабатывающих реагентов, завышения сверх необходимого его структурных показателей, добавления в раствор кольматантов, оказывающих отрицательное влияние на качество вскрытия пласта.
Входящие в состав раствора полимерные и ингибирующие реагенты придают раствору необходимые свойства.
Реагент-гидрофобизатор Синтал выполняет роль стабилизатора неустойчивых отложений, кольматирующей, гидрофобизирующей и смазывающей добавки.
Дополнительная кольматация водоносных пластов и упрочнение стенок скважины достигается водорастворимыми силикатами (силикаты натрия, калия или их смеси).
Применение полианионной целлюлозы в сочетании с Синтал и силикатами обеспечивает буровому раствору необходимые реологические характеристики.
С использованием гидравлических программ (программа Landmark) рассчитываются оптимальные показатели реологических свойств раствора для бурения наклонных, пологих и горизонтальных участков стволов скважин.
Компонентный состав для конкретного месторождения уточняется по результатам анализа геолого-технической документации и проведения дополнительных исследований кернового материала или шлама.
Выбор комплекса ингибиторов проводится по стандартам АНИ и отечественным методикам.
Буровой раствор характеризуется низкими значениями показателя фильтрации (Ф = 2,0-8,0 см 3 по АРI), регулируемыми в широком диапазоне реологическими показателями (η=10-40 мПа*с; τ0=25-180,0 дПа ), низким коэффициентом трения (Ктр = 0,07-0,1 по API).
Положительно то, что этот раствор легко модифицируется в буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта путем дополнительного ввода крахмала, карбоната кальция и биополимера.
Раствор БР-ПМГ успешно применяли при проводке скважин в неустойчивых глинизированных отложениях значительной протяженности с зенитным углом 50-70º с сохранением номинального диаметра скважин при бурении пологих и горизонтальных участков ствола скважины, в тч при бурении дополнительных стволов на месторождениях Пермской области, при этом исключается необходимость установки цементных мостов в верейском горизонте, которые при бурении по традиционной технологии были обязательны.
В настоящее время этот раствор применяется на месторождениях республики Коми, Казахстана.
Буровые растворы на основе полисахаридов для вскрытия продуктивного пласта
Выбор оптимальной рецептуры бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта рассматривается как ключевой момент сохранения коллекторских свойств пласта.
В лаборатории разработано несколько типов безглинистых систем на основе полисахаридов (ББР), которые предназначены для вскрытия продуктивных пластов.
Методически выбор компонентного состава бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта обосновывается по результатам оценки его влияния на изменение проницаемости пористой среды и по коэффициенту восстановления проницаемости образцов керна после фильтрации бурового раствора при реальных перепадах давлений, возникающих при первичном вскрытии.
Для предотвращения глубокого проникновения дисперсной фазы и дисперсионной среды бурового раствора в пласт предусматривается ввод кислоторастворимого кольматанта, фракционный состав которого выбирается по результатам исследования кернового материала конкретного месторождения.
Применение полимерных реагентов из класса полисахаридов и правильный подбор фракционного состава кольматанта обеспечивает быстрое формирование в призабойной зоне пласта незначительной по глубине и низкопроницаемой зоны кольматации, которая предупреждает глубокое проникновение бурового раствора и его фильтрата в пласт в период первичного вскрытия, но легко разрушается в период освоения.
Зона кольматации, сформированная ББР на основе полисахаридов, может быть легко разрушена в процессе освоения при использовании специальных деструктурирующих реагентов, например, комплексного реагента КДС, который предлагается в качестве основы перфорационной среды.
В зависимости от геолого-технических условий, конструкции скважины разработано несколько вариантов ББР.
БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ББР-СКП
Присутствие ингибиторов набухания и диспергирования глин (КС1, силикаты и др.) обеспечивает устойчивость глинистых отложений и предупреждает набухание глины в коллекторе пласта. ББР-СКП стабилен при любой минерализации, фильтрационная корка устойчива к воздействию тампонажного раствора.
Дополнительное физико-химическое модифицирование фильтрационной корки ББР в процессе подготовки ствола скважины к цементированию обеспечивает плотный контакт цементного камня с породой.
БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР РЕОГЕЛЬ
Уникальные структурно-реологические и низкие фильтрационные свойства раствора обеспечивают минимальное проникновение его в пласт, одновременно раствор характеризуется высокими капсулирующими свойствами, обеспечивая незначительную смачиваемость выбуренной породы, тем самым препятствуя диспергированию шлама, но обеспечивая полное осаждение шлама при низкой скорости течения (в отстойниках, желобах и приемных емкостях буровых насосов).
Буровой раствор не создает в проницаемых пластах на стенке скважины толстой фильтрационной корки и способствует высокой степени замещения бурового раствора тампонажным.
Входящий в состав бурового раствора антиоксидант предотвращает ферментативное разложение полисахаридов.
Эффективность этого раствора с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта не ниже, чем у известных систем буровых растворов с биополимером и мраморной крошкой, но стоимость раствора значительно ниже за счет использования только отечественных реагентов.
ПОЛИМЕР-ЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ЭМУЛГЕЛЬ
Для строительства скважин в сложных гидрогеологических и технико-технологических условиях (например, при бурении через кыновские аргиллиты, глауконитовые глины) при необходимости решения основной проблемы сохранения устойчивости ствола скважины в интервалах залегания неустойчивых глинистых отложений при больших зенитных углах и обеспечения выноса шлама из сильно искривленного участка ствола скважины разработан полимер-эмульсионный буровой раствор ЭМУЛГЕЛЬ.
Исследования показали, что наибольший эффект по сохранению стабильности сланцев достигается в углеводородсодержащих средах в присутствии ингибирующих добавок (KCl, силикаты, CaCl2).
За счет повышенного содержания углеводородсодержащей составляющей раствор обладает усиленными ингибирующими свойствами и оптимальными структурно-реологическими показателями, необходимыми для качественной очистки забоя при больших зенитных углах.
Полученная прямая эмульсия типа «масло в воде» обладает положительными свойствами растворов на нефтяной основе, но при этом исключаются такие негативные свойства РНО, как экологическая и пожарная опасность.
Этот раствор может быть использован и для бурения горизонтального участка при вскрытии продуктивного пласта, т. к. по своим физико-химическим и технологическим показателям отвечает требованиям для качественного вскрытия продуктивного пласта.
УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Для ведения работ в условиях АВПД традиционно используют глинистые буровые растворы, содержащие в качестве добавок баритовый, железистый и другие утяжелители. Эти системы отличают относительно невысокая стоимость, широкий спектр обрабатывающих реагентов и большой опыт применения.
Однако использование таких растворов приводит к необратимой кольматации продуктивных пластов (особенно низкопроницаемых, трещиноватых и трещино-поровых коллекторов) и требует дополнительных дорогостоящих операций по восстановлению проницаемости пласта.
Безглинистые буровые растворы, плотность которых регулируется концентрацией водорастворимых солей и кислоторастворимых утяжелителей, имеют принципиальное преимущество перед глинистыми при заканчивании скважин за счет исключения из состава кольматанта, трудноудаляемого из ПЗП при освоении.
Дополнительным преимуществом таких буровых растворов является более высокое качество крепления скважин.
Разработаны утяжеленные безглинистые буровые растворы плотностью до 1600 кг/м 3 на основе пластовой воды, растворов неорганических солей (хлориды натрия, калия, кальция, магния) и карбоната кальция для доутяжеления.
Оптимизация реологических и фильтрационных свойств этих растворов проводится комплексом полисахаридных реагентов.
Высокую плотность растворов могут обеспечивать не только неорганические соли, но и органические, в частности, формиаты щелочных металлов.
Формиаты обладают рядом преимуществ по сравнению с тяжелыми неорганическими солями, и в частности, экологической безопасностью, высокой ингибирующей способностью по отношению к глинистым сланцам, повышением термостабильности полисахаридных реагентов, низкой коррозионной активностью, совместимостью с пластовыми флюидами, снижением коэффициента трения буровых растворов.
Разработаны технологические жидкости на основе формиатов, которые содержат комплекс полисахаридных реагентов для регулирования фильтрационных, реологических, псевдопластичных и капсулирующих свойств и мраморную крошку для временной кольматации ПЗП.
Буровые растворы на основе формиатов сохраняют термостабильность при температурах до 200 о С, имеют низкие значения показателя фильтрации (0,5-3,5 см 3 при DР = 0,7 МПа), регулируемые в широких пределах значения пластической вязкости (h=15-95 мПа*с) и динамического напряжения сдвига (τ0=60-200 дПа), при этом буровые растворы имеют низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции К =0,008-0,227 при скорости сдвига 511/1022с-1), низкие значения коэффициента трения (Ктр=0,09- 0,207), фильтрат раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью (σ=0,0083-0,013 Н/м).
Предлагается несколько рецептур:
— Системы без твердой фазы на основе формиата натрия (r = 1300 кг/м 3 ), формиата калия (r = 1670 кг/м 3 ), формиатов калия и цезия (r = 2200 кг/м 3 );
— Системы с частичной заменой формиатов на кислоторастворимый карбонатный утяжелитель (r = 1800 кг/м3). В качестве утяжелителя использовали мраморную крошку;
— Системы с пониженным содержанием кислотонерастворимой твердой фазы (r = 2200 кг/м 3 ). Для доутяжеления используется барит, Магбар, сидерит (карбонат железа), гематит.
не ужесточаются требования со стороны природоохранных организаций, так как при их использовании и при использовании совместно с другими компонентами бурового раствора не образуется экологически опасных отходов;
появляется возможность многократного и многоцелевого использования бурового раствора ввиду его высокой ферментативной устойчивости и устойчивости к термоокислительной деструкции;
для приготовления и очистки бурового раствора в процессе бурения не требуется дополнительного оборудования буровых установок;
буровой раствор на основе формиатов может быть использован в качестве жидкости глушения или жидкости перфорации, т. к. он не оказывает отрицательного влияния на коллектор.
РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ ПОЛИСАХАРИДОВ
С использованием безглинистых и малоглинистых буровых растворов на основе полисахаридных реагентов в гг в Пермском Прикамье пробурено более 300 скважин, в тч пологие и горизонтальные скважины.
Растворы применялись также в ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь, и КРС (п. Самарский), Удмуртии, республиках Коми и Казахстан.
Анализ результатов применения буровых растворов на основе полисахаридов при бурении вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин позволил отметить следующие преимущества предлагаемых систем буровых растворов:
— Высокие ингибирующие и низкие фильтрационные характеристики растворов позволили сохранить устойчивость стенок ствола скважины на весь период бурения. Каротажный материал (каверномер) показал, что средний диаметр скважин в интервале залегания терригенных отложений близок к номинальному.
— Поддержание реологических характеристик на уровне проектных значений обеспечило высокую выносную и удерживающую способности безглинистых буровых растворов, что позволило избежать осложнений в процессе бурения, связанных с зашламлением ствола скважины при зенитных углах 30-700.
— Вскрытие продуктивного пласта проходит без остановок в бурении, так как раствор ББР-ПМГ, используемый для бурения надпродуктивного интервала, совместим с безглинистыми буровыми растворами, используемыми для вскрытия продуктивного пласта, в тч для горизонтальных участков стволов скважины.
Поэтому для проводки горизонтального участка и первичного вскрытия продуктивного пласта не требуется сброс циркулирующей в скважине промывочной жидкости и, соответственно, сократились временные затраты по приготовлению раствора.
— Использование растворов позволило повысить технико-экономические показатели работы долот за счет высокой смазывающей способности и низкого значения коэффициента трения.
— Проведенные гидродинамические исследования коллекторских свойств продуктивного пласта показали отсутствие загрязнения ПЗП (фильтрационно-емкостные характеристики призабойной и удаленной зон продуктивного пласта практически одинаковы); после освоения скважин полученные дебиты соответствовали или превышали проектные, время освоения сократилось в 1,5-2 раза, при этом освоение скважины проходит, как правило, без дополнительных воздействий на пласт.
применяемого для вскрытия продуктивного пласта