Современные составы буровых промывочных жидкостей


Безглинистый буровой раствор для вскрытия пластов бурением наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений



жүктеу 2.39 Mb.
бет12/13
Дата21.02.2019
өлшемі2.39 Mb.
1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   13

Безглинистый буровой раствор для вскрытия пластов бурением наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений


Для обеспечения эффективности вскрытия продуктивных пластов с АВПД при наклонно-направленном и горизонтальном бурении скважин был создан буровой раствор высокой плотности (до 1780 кг/м 3), отвечающий условиям вскрытия пластов с АВПД наклонно-направленными и горизонтальными стволами с улучшенными псевдопластическими реологическими характеристиками для обеспечения необходимой выносной и удерживающей способности и снижения гидравлических сопротивлений при движении, высокими смазочными и гидрофобизирующими свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны и предотвращения прихватов в горизонтальном стволе скважины, высокими ингибирующими и кольматирующими свойствами, низкой скоростью фильтрации для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважины при сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта путем отсутствия в его составе глиноматериалов.

Безглинистый буровой раствор для вскрытия пластов бурением наклонно-направленных и горизонтальных скважин в условиях АВПД включает модифицированный крахмал КРЭМ, соль щелочного металла органической кислоты - поташ или формиат натрия, биополимер КК Робус, гидрофобизирующую добавку Основа-ГС, комплексную смазочную добавку КСД, воду, мраморный порошок и баритовый утяжелитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:




соль щелочного металла органической кислоты - поташ или



формиат натрия

10,0 - 50,0;

Биополимер КК Робус

0,40 - 0,45;

модифицированный крахмал КРЭМ

1,0 - 1,1;

гидрофобизирующая жидкость Основа-ГС

0,25 - 0,30;

комплексная смазочная добавка КСД

1,0 - 1,5;

вода

87,35 - 46,65;

мраморный порошок

30 - 65 сверх 100;

баритовый утяжелитель

до 65 сверх 100.

Данный состав отличается известных ранее применением КРЭМ в качестве модифицированного крахмала, а также дополнительным содержанием биополимера КК Робус, гидрофобизирующей жидкости Основа-ГС и комплексной смазочной добавки КСД.

Безглинистый буровой раствор является синергически действующей композицией реагентов, позволяющей иметь оптимальные свойства для вскрытия продуктивного пласта наклонно-направленными и горизонтальными стволами.

Комплекс полисахаридов (биополимер КК Робус и модифицированный крахмал КРЭМ) обеспечивает повышенные структурно-реологические, псевдопластические свойства, низкую фильтрацию. Высокая плотность раствора и его ингибирующие свойства достигаются присутствием в составе раствора соли (поташа или формиата натрия), комплексная смазочная добавка КСД и кремнийорганическая жидкость Основа-ГС являются дополнительными стабилизаторами раствора (понизителями фильтрации), придающими ему улучшенные смазочные, гидрофобизирующие и ингибирующие свойства, мраморный порошок выступает в качестве утяжеляющей и кольматирующей добавки, баритовый утяжелитель выполняет функцию доутяжеления состава до плотности 1780-1800 кг/м3.


Биополимерный высокоингибирующий буровой раствор для сооружения наклонно-направленных и горизонтальных скважин

Основными проблемами промывки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин являются:



  • низкая степень очистки ствола скважины от влияния таких факторов, как эксцентричное расположение бурильной колонны (негативное влияние вихрей Куэтта-Тэйкора при ее вращении), "дюнообразование" и движение шламовых "дюн" против направления потока бурового раствора, эффект Бойкотта (ускорение осаждения шлама в наклонных участках ствола), кривизна ствола при величинах зенитных углов a = 35-55°, кольцевое пространство которого наиболее трудно очищается от шлама;

  • обеспечение устойчивости пород, связанной как с величиной зенитного угла ствола, так и с его ориентацией относительно горизонтальных напряжений в массиве горных пород;

  • повышение эффективности доведения до забоя скважины, фактически создаваемой нагрузки на долото, зависящей от сил сопротивления подачи бурильной колонны и КНБК;

  • максимально возможное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта за счет "предотвращения проникновения в него твердой фазы раствора и фильтрата, обеспечение физико-химической совместимости фильтрата с породой и насыщающими пласт флюидами;

  • ужесточающие требования к смазывающим и ингибирующим свойствам бурового раствора.

Биополимерный высокоингибирующий буровой раствор (БВБР) с улучшенными структурно-реологическими, фильтрационными, энергосберегающими и природоохранными свойствами достигает появление синергетического эффекта при комплексной обработке несколькими реагентами: КСl, ацетат калия, ПАЦ-В, ксантановый биополимер, заключающееся в том, что предлагаемые компоненты взаимно дополняют и усиливают ингибирующее действие раствора.

В механизме синергетического эффекта ингибирующего действия подтверждена составляющая доля каждого реагента:

1. Хлорид калия (КСl), являясь основным поставщиком катиона К+, играет определяющую роль в обеспечении ингибирующего действия БВБР. В силу размеров ионного радиуса катионы калия могут входить в межпакетные пустоты кристаллической поверхности глинистых минералов, прочно сращивая их пакеты. Имея одно из наименьших значений энергии гидратации катионов, К+ способствует межслойной дегидратации глинистых пород, соприкосновению слоев и образованию плотной структуры с низкой или практически необменной емкостью и слабой гидрофильностью. Одновременно данный ингибитор гидратации глинистых частиц используются для регулирования плотности безглинистого раствора;

    2. Ацетат калия (СН3 СООК) дополняет крепящее действие хлорида калия влиянием на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина-жидкость, способствуя уменьшению содержания жидкости  набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины, сложенного глинистыми породами;

    3. Полианионная калиевая целлюлоза (ПАЦ-В) обеспечивает как ионообменный механизм (до 25% ионов калия в ее составе), так и неионную составляющую ингибирования;

4. Ксантановый биополимер, микробный полисахарид, продуцированный штаммом бактерий Xanthomonas campestris, используется в качестве структурообразователя (загустителя и стабилизатора) в широком диапазоне концентраций и типов рассолов. Кроме этого, его назначение - реагент для поддержания во взвешенном состоянии твердых частиц и утяжелителя. При небольшой концентрации биополимера создается дисперсия, обладающая псевдопластичностью и аномалией вязкости, при высоких скоростях сдвига (деформации) вязкость таких систем приближается к вязкости воды. Введение биополимерного реагента улучшает не только реологические, но также фильтрационные и ингибирующие свойства промывочной жидкости, что создает условия для повышения устойчивости ствола, минимизации кольматационного повреждения нефтеносных коллекторов и качественной гидравлической связи последних при вторичном вскрытии.

Таким образом, химические реагенты, входящие в состав предлагаемого БВБР, создают достаточно сложный синергетический эффект, исследуя который необходимо отметить:

1. Cовмещение и взаимное дополнение ингибирующего характера добавок;


    2. Взаимное усиление способности реагентов обеспечивать устойчивость к увлажнению глин;

   3. Cочетание ингибирующего и стабилизирующего характера добавок;


    4. Гидрофобизирующая способность фильтрата за счет синергетического усиления экранирующего действия раствора;

    5. Эффективность крепящего действия реагентов одновременно по всем критериям на разных участках ствола скважины.

       Кроме того, компонентный состав БВБР обладает достаточной экологической безопасностью. Рассматривая роль остальных второстепенных добавок (смазывающих и пеногасителей) и учитывая их сравнительно малое содержание, на первое место выступает синергетическое и ингибирующее действие. Сочетание именно этих четырех основных компонентов- ингибиторов, а также дополнительных реагентов представляет наиболее эффективную и синергетически выгодную комбинацию.
Промывочная жидкость для первичного вскрытия продуктивных пластов и бурения горизонтальных скважин ПОЛИКАРБ БИО

Безглинистая  композиция, в основе которой лежит минимальный набор реагентов, основными  из являются: модифицированный крахмал в сочетание с высокоочищенным ксантановым биополимером позволяет осуществить качественную проводку ствола скважины при сравнительно небольших кольцевых зазорах между стволом скважины и бурильным инструментом и высокими значениями зенитного угла, а также максимально качественное вскрытие продуктивного горизонта с минимальным негативным воздействием на коллекторские свойства пласта.

Уникальные  нелинейные реологические свойства системы, регулируемые в широком  диапазоне  позволяют значительно сократить  гидродинамические потери давления в скважине при его применении на 20-30% по сравнению с обычными полимер-глинистыми растворами. 

Для предотвращения набухания глинистых сланцев в систему «ПОЛИКАРБ БИО» введен органический ингибитор. В  качестве ингибитора гидратации глинистых  сланцев  используются – формиаты. Система обладает повышенным ингибирующим действием  за счет синергетического эффекта от совместной работы полимеров, ингибитора и композиционной смеси неионогенного ПАВ, которая, адсорбируясь на поверхности поровых каналов, гидрофобизирует ее.

Наличие в составе кольматанта (микромрамор  различного фракционного состава) образует на стенках скважины тонкую, малопроницаемую  фильтрационную корку, тем самым сохраняет коллекторские свойства продуктивного пласта и повышает устойчивость стенок скважины.

При использовании системы «ПОЛИКАРБ  БИО» для первичного вскрытия продуктивного горизонта достигается максимально высокое качество вскрытия продуктивного горизонта, за счет:

- низкой репрессии на продуктивный пласт;

- надежного ингибирующего воздействия фильтрата бурового раствора на глинистые минералы пласта-коллектора;

- загущенного фильтрата бурового раствора, что снижает зону его проникновения;

- обратимой гидрофобизирующей способности по отношению к поверхности поровых каналов пласта;

- применения кольматанта с различным (подобранным) фракционным составом, что позволяет обеспечить достаточно быстрое формирование и малую глубину зоны кольматации;

- применения полностью биоразлагаемых реагентов.

Благодаря низкой токсичности и невысокой  стоимости утилизации, данную систему  можно отнести к экологически чистым системам бурового раствора. 

Назначение реагентов

Формиат натрия - Ингибитор гидратации, набухания глинистых  частиц.

AquaPAC®  LV - модификация низковязкой полианионной целлюлозы, предназначенная для регулирования уровня водоотдачи растворов на водной основе.

AquaPAC®  R     Полианионная  целлюлоза высокой вязкости. Способствует повышению реологических параметров раствора. 

Полицелл  РК - Полисахаридный  реагент - понизитель фильтрации

Ксантановая смола - биополимер с высокой  молекулярной массой.

Сода  каустическая (NaOH) - регулятор  щелочности раствора.

Сода кальцинированная - связывание агрессивных  ионов кальция и магния, регулирование рН бурового раствора.

Биоцидный реагент  ЛПЭ-32 - предотвращает биологическое разложение биополимерных  реагентов 

ФК-2000 - Смазочная добавка 

Реагент Alperse TH -      Органический  разжижитель и дефлокулянт

ПКД-515 - ПАВ, органический ингибитор набухания  глин

ПЭС-1 - Противовспениватель

URALCARB®  Special  5, 60, 160 - Молотый мрамор

Бентонитовый  глинопорошок

Полицелл  ЦФ - кольматант
Буровой раствор «СКИФ+»

«СКИФ+» - система комплексная инкапсулирующая формиатная, предназначена для бурения наклонно-направленных и пологих скважин в условиях неустойчивых пород и набухающих глинистых сланцев.



Применение

Бурение скважин в сильно набухающих сланцах, вскрытие продуктивного пласта в скважинах предполагающих освоение с использованием гидроразрыва пласта.



Особенности

• Синергизм работы органического ингибитора и акриловых сополимеров;

• Высокая термостойкость (до 120°С);

• Обеспечение стабильности ствола скважины;

• Высокие инкапсулирующие и флоккулирующие свойства;

• Минимальное содержания в растворе коллоидной твердой фазы;

• Высокое удельное электрическое сопротивление (~ 1 Ом·м).

Преимущества

• Высокая ингибирующая способность;

• Низкий показатель фильтрации;

• Высокие смазочные свойства;

• Увеличивает скорость бурения;

• Предотвращает сальникообразование.


Основные параметры (API)

Плотность, кг/м3

1060 – 1100

Условная вязкость, сек

35 - 45

ПФ, мл/30 мин

6 - 9

Пластическая вязкость, сП

10 - 20

ДНС, дПа

50 - 250

СНС10с/ 10мин,дПа

30-100/ 50-200

рН

8 - 9

МВТ, кг/м3

≤ 40

Содержание твердой фазы

≤ 8 %

Общая жесткость, мг/л

≤ 200

Хлориды, Сl- г/л

≤ 1500


Безглинистый раствор для горизонтального бурения

Предназначен для строительства наклонно-направленных скважин и скважин с горизонтальным окончанием. представлет собой полимерно-гидрогелевый раствор на основе синтетического полимера и сшивающего агента.

Состав раствора, % масс.

Полимер Праестол марки 2540 0,4 – 0,6

Карбамид (ГОСТ 2081-92) 6 – 8

мрамор молотый 9 - 16

Вода до 100

Особенности

- псевдопластичность;

- блокирующая способность с образованием кислоторастворимой корки;

- высокая удерживающая способность;

- низкий коэффициент трения;

- экологическая безопасность.



Технологические показатели:

Плотность, кг/м3 1060 - 1100

динамическое напряжение сдвига, дПа 130 - 200

показатель нелинейности 0,36 – 0,47

коэффициент скольжения по ФСК-2 0,25

пластическая вязкость, мПа с 19 - 20

водородный показатель 9,0 – 9,2


4. составы для разрушения фильтрационной корки

Разрушители раствора и фильтрационной корки

Окислители - гипохлорит натрия, кальция, лития.

Кислоты - соляная, лимонная, фтористая.

Энзимы - WELLZYME A, WELLZYME AE.

Внутренние разрушители - SAFE-BREAK MP.

Рис. 15. Схематичное изображение воздействия на призабойную зону

продуктивного пласта различных разрушителей
В скважинах, где традиционные методы их заканчивания непригодны по геолого-техническим и экономическим соображениям, в последние годы все больше используются современные системы заканчивания скважин открытым стволом. В условиях, когда целесообразность применения традиционных методов заканчивания скважин по геолого-техническим и/или экономическим соображениям низка, важно достичь чистоты призабойной зоны ствола скважины (ПЗС). Это обусловлено тем, что в открытом стволе углеводороды просачиваются в скважину непосредственно через стенки скважины, в отличие от традиционных методов, когда перфорационные каналы или трещины, образованные гидроразрывом, позволяют сообщить ствол скважины с незагрязненным пластом.

При освоении скважины без химической очистки ПЗС достигаются удовлетворительные результаты, определенные, как правило, только по начальному этапу испытаний. В то же время для некоторых методов заканчивания (без спуска обсадной колонны, со спуском перфорированного или только сетчатого фильтра) длительность таких результатов с учетом времени работы скважины и/или управления разработкой залежи в целом остается труднопредсказуемой. В дополнение к простому ухудшению добычи нефти/газа неравномерная очистка ПЗС от фильтрационной корки (особенно в протяженных участках открытого ствола и системах заканчивания гравийной набивкой) способна привести к снижению эффективности нагнетания, неравномерному дренажу коллектора, снижению эффективности обработок пласта и/или преждевременному прорыву воды или газа.

Проектирование освоения скважины должно включать полное удаление фильтрационной корки со стенок ствола скважины (рис. 15). Поскольку многие способы заканчивания открытым стволом толерантны к высокому уровню загрязнения пласта фильтрационной коркой, удаление корки может и не являться необходимостью. В таких условиях комплексная реализация проектов (и в первую очередь системный анализ специалистов по заканчиванию скважин и разработке месторождений) может помочь в принятии соответствующего решения, где применять или не применять специальные операции по удалению фильтрационной корки, а также как наилучшим образом оптимизировать использование технологий по очистке ПЗС.

На месторождениях Западной Сибири при обработке промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов некоторые буровые подрядчики применяют неионогенные (ОП-7, ОП-10), анионные (сульфонол) и катионные ПАВ (катапин). Наибольшее распространение нашли неионогенные ПАВ. Такие реагенты мало адсорбируются на поверхности горных пород и при этом значительно снижают поверхностное натяжение на границе водный фильтрат—нефть при малой концентрации, в результате эффект может быть достигнут при небольшом количестве ПАВ. Многие неионогенные ПАВ полностью растворимы и сохраняют высокую поверхностную активность как в пресной, так и в пластовой жидкости, при этом они являются высокоэффективными деэмульгаторами.

Однако применение ПАВ-деэмульгаторов не всегда приводит к ожидаемым результатам. Так, например, анионактивный сульфонол при контакте с пластовой водой может утратить поверхностную активность и привести к образованию хлопьевидного осадка, который закупоривает поровые каналы и снижает проницаемость ПЗС. Это свидетельствует о том, что большинство рекомендаций по применению ПАВ носит эмпирический характер и не базируются на глубоких комплексных исследованиях.

Какую систему выбрать для очистки ствола от фильтрационной корки, зависит от забойных условий и условий образования корки. С точки зрения повышения производительности скважин оптимальная промывочная жидкость для вскрытия продуктивного пласта должна содержать только такие компоненты, которые легко растворяются и диспергируются при освоении скважины. Тем не менее необходимо учитывать, что фильтрационная корка ведет себя иначе, чем жидкость для вскрытия пластов, и может не растворяться и не диспергироваться.

Варианты химической очистки ПЗС могут отличаться в зависимости от способа заканчивания, характеристик пласта и типа промывочной жидкости. Растворы брекеров (жидкости химической обработки) реагируют не только с фильтрационной коркой, но также с породой коллектора и его насыщающими флюидами, оборудованием в стволе скважины. В то же время эти «дополнительные» реакции способны привести к снижению качества вскрытия продуктивного пласта и заканчивания скважины в целом. Таким образом, все эти факторы необходимо учитывать при проектировании и оптимизации программы очистки ПЗС.

Существует 4 основных метода очистки ПЗС:

- освоение (очистка) без химической обработки;

- обработка с целью удаления полимерных составляющих фильтрационной корки;

- очистка ПЗС путем растворения сводообразующего материала (частицы мела, соли) фильтрационной корки;

обработка для удаления как полимерных составляющих, так и твердых частиц.

Обычно химическая обработка используется для удаления фильтрационной корки, когда компоновка оборудования заканчивания уже находится в стволе скважины. Поэтому оборудование должно обеспечивать контакт растворов очистки с фильтрационной коркой. Это может быть специальное промывочное устройство (труба), гибкая или обычная НКТ, осуществляющая изоляцию остального оборудования с помощью промывочных манжет, которые позволяют разместить жидкость очистки в необходимом месте.

Целью обработки является разрушение фильтрационной корки и предотвращение закупорки оборудования заканчивания остатками реакций жидкости очистки. Химические реагенты могут реагировать с полимерами, которые связывают твердые частицы, чтобы разрушить и полимеры и структуру, образованную твердой фазой корки.

Частицы бурового шлама, входящие в структуру корки, способны снизить эффективность действия растворов специальных реагентов. Эффективность обработки часто определяется временем (временем реакции), необходимым для прорыва корки и потерями жидкости. Быстрый прорыв корки может являться неэффективным и даже опасным, т.к. раствор брекеров может быстро просачиваться сквозь высокопроницаемые зоны, не разрушая фильтрационную корку по всей поверхности ствола в продуктивном пласте (рис. 16). Раствор брекеров с долгим временем реакции может способствовать достижению последующих высоких дебитов скважины за счет равномерной обработки во всем интервале, в т.ч. и на участках с различной проницаемостью (рис.17).

Химические брекеры (разрушители, растворители) могут быть разделены на 4 основные группы: кислоты; оксиданты; энзимы; хелаты.

Выбор соответствующего брекера будет зависеть от типа фильтрационной корки, которую необходимо удалить, компонентов корки, на которые предполагается воздействовать, состава жидкости заканчивания, забойной температуры и способа заканчивания. Поэтому требуется проведение лабораторных исследований с целью определения эффективности брекеров. Такие исследования должны включать совместимость раствора брекера как с жидкостью заканчивания, так и оценку возможных реакций с промывочной жидкостью, пластовым флюидом и породами (минералами) продуктивного пласта.







Рис. 16. Неравномерное разрушение фильтрационной корки

Рис. 17. Исходная фильтрационная корка (слева) и ее растворение (справа)

Поскольку фильтрационная корка образуется в процессе фильтрации промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов, то необходим критический анализ компонентов, входящих в состав этой жидкости. Критическими компонентами являются:

1. Сводообразующие материалы (твердая фаза):

карбонат кальция (Safe-Carb) — растворители: кислоты, чиланты;

фракционированные частицы соли (Flo-Wate) — растворители: пресная вода, ненасыщенные растворы солей.

2. Загустители-структурообразователи (полимеры):

ксантовая смола (XC-биополимер, Duovis, Flo-Vis Plus) — растворители: окислители;

склероглюканы (Biovis) — растворители: окислители.

3. Реагенты для снижения фильтрации (полимеры):

модифицированный крахмал (Flo-Trol, Dual-Flo и др.) — растворители: кислоты, окислители, энзимы.

4. Буровой шлам:

песок: обычно не представляет проблемы, поскольку он нерастворим;

глинистые частицы: трудноудалимы. Лучше всего поддерживать их минимальную концентрацию в промывочной жидкости с помощью оборудования по удалению твердой фазы или разбавлением. Глинистые частицы могут быть растворены специальными «глинокислотными» системами, однако такие обработки, как правило, способны привести к повреждению оборудования заканчивания. Обработки растворами ПАВ могут улучшить удаление глинистой фазы, однако в некоторых типах оборудования заканчивания это способно привести к его закупорке.




Каталог: wp-content -> uploads -> 2013
2013 -> Министерство сельского хозяйства Республики Казахстан 010 000, г
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №21 хаттама
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №2 хаттама
2013 -> Бір көзден алу тәсілімен мемлекеттік сатып алу қорытындысы туралы №6 хаттама
2013 -> Министерство сельского хозяйства Республики Казахстан 010 000, г
2013 -> Тақырыптың өзектілігі
2013 -> «Алаш» либералдық-демократиялық қозғалысы идеологиясының маңызд


Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   13


©kzref.org 2019
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет