Методы профилактики загрязнения пор продуктивных пластов

Критерии оценки качества вскрытия продуктивного пласта:

1. По отношению фактической Q_ф и потенциальной Q_п гидропроводности (продуктивности) Q = kh/μ , где k = qμ l/Δ PF (Дарси).

ОП = Q_ф/Q_п; Q_ф = Q_к + Q_з.п., где Q_к – гидропроводность зоны кольматации, Q_з.п. – гидропроводность зоны проникновения фильтрата.

2. По скин-эффекту S = Q_з.п.R_з.п./R_к + Q_кln(R_з.п./R_c), или

где Q – средний дебит во время отбора;

Р_ко – давление в скважине в конце отбора;

æ – пьезопроводность пористой среды;

Т_о – время отбора.

К основным причинам снижения проницаемости пор (блокировки пор), связанным с воздействием промывочной жидкости, относятся следующие:

1) блокировка глиной; 2) блокировка водой; 3) блокировка глобулами эмульсий; 4) блокировка механическими примесями; 5) блокировка нерастворимыми осадками; 6) блокировка продуктами коррозии и жизнедеятельности микроорганизмов; 7) блокировка асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) и др.

Для улучшения качества вскрытия продуктивных пластов посредством промывочных жидкостей реализуются различные методы и средства управления их свойствами в соответствии с рассмотренными выше принципами, направленными на решение следующих основных задач:

1) ограничение зоны проникновения промывочной жидкости и ее компонентов вглубь пласта;

2) повышение степени сродства фаз инфильтратов и пластовых углеводородных флюидов;

3) повышение качества БПЖ, исключение, по возможности, из состава БПЖ твердой и практически нерастворимой дисперсной фазы.

Ограничение зоны проникновения промывочной жидкости и ее компонентов в ПЗП наиболее эффективно достигается при вскрытии пласта на равновесии и, тем более, на депрессии.

Всю область воздействия промывочной жидкости на проницаемый пласт можно разделить на следующие три зоны (по радиусу скважины):

1) область формирования фильтрационной корки на стенке скважины – первая зона, протяженность ее (толщина корки) от долей до нескольких единиц миллиметров;

2) область проникновения вглубь пласта частиц дисперсионной фазы – вторая зона (зона кольматации), протяженность ее от единиц до десятков сантиметров;

3) область проникновения фильтрата промывочной жидкости – третья зона (зона инфильтрации), протяженность ее от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров.

Одна из основных инженерных задач буровой технологии заключается в максимальном ограничении протяженности всех трех зон области воздействия промывочной жидкости на проницаемый пласт, особенно на продуктивный.

При бурении на репрессии для ограничения зоны загрязнения реализуются следующие технологические решения:

а) уменьшение перепада давления в кольцевом пространстве Δ P_кп;

б) уменьшение значений ПФ промывочных жидкостей;

в) применение регулируемой кольматации;

г) применение растворимых кольматантов;

д) уменьшение времени воздействия (бурения) промывочной жидкости на продуктивный пласт.

Задача повышения степени сродства фазмежду фильтратом БПЖ и углеводородными флюидами пласта решается в основном двумя путями [5, 6]:

а) применением РУО и газообразных агентов;

б) улучшением поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойств промывочных жидкостей.

Применение РУО и газообразных агентоводнозначно улучшает качество вскрытия продуктивных пластов, однако по различным причинам области их применения ограничены.

Улучшение поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойств БПЖ – наиболее доступный и распространенный способ повышения степени сродства фаз, тем более, что применение добавок ПАВ и специальных гидрофобизаторов полезно для снижения затрат энергии на промывку скважины и для роста ТЭП бурения в целом.

Повышение качества БПЖ, используемых для первичного вскрытия продуктивных пластов, предполагает, прежде всего, исключение из их состава компонентов, снижающих проницаемость ПЗП. Для обеспечения соответствующего качества безглинистых БПЖ для вскрытия продуктивных пластов используется комплекс из 6 – 12 химических реагентов, стабилизирующих систему с заданными по ГТН параметрами, а также с улучшенными показателями кольматирующих, поверхностно-активных, ингибирующих, гидрофобизирующих, антикоррозионных и триботехнических свойств. Некоторые рецептуры БПЖ, используемых в буровой технологии, приведены в таблице 3.

Таблица 3 – Современные буровые промывочные растворы для вскрытия продуктивных пластов

1. Полимерглинистые растворы

Раствор, разр-к

Компоненты раствора

Параметры раствора

Примечание

Наим-е, марка

Назн-е

Сод-е, %

ρ , г/см³

УВ, с

ПФ₃₀, см³

СНС, дПа

η , мПа·с

τ ₀, дПа

рН

Р₁

Р₁₀

1. ЗапСибНИПИ

1. ГП+вода 2. КМЦ-700 3. ГКЖ-10 4. ЛТМ 5. Унифлок

Основа (ВГС) Пон. ф-ии (ПФ) Гидроф., пов. рН Смаз. добавка ПФ, ингибитор

0, 15-0, 2 0, 25-0, 34 0, 4-0, 5 0, 3-0, 4 0, 1-0, 5

1, 05- 1, 1

28–

5–6

–

Унифлок – акриловый полимер, аналог К-14, гипана

2. ЗапСибНИПИ

1. ГП+вода 2. Сайпан 3. DK-Drill 4. КМЦ 5. Графит

Основа (ВГС) ПФ Псевдопластик ПФ См. добавка

– 0, 05-0, 15 0, 02-0, 05 0, 05-0, 06 0, 5-1, 0

1, 06- 1, 1

–

3. Poly-plas, ф.M-I, Drilling Fluids (США)

1. Бент. М-I gel 2. Poly-pac 3. Poly-plus Therm-pac-UL

Структурообр-ль ПВ и ПФ Ингибитор ПФ

1, 7-2, 0 0, 14-0, 3 0, 3-0, 45 0, 25-0, 5

1, 04- 1, 06

–

4. Полиглико-левый

1. Вода+ бентонит (7, 5%) 2. КМЦ 3. Полигликоль 4. KCl 5. НТФ

Основа (ВГС) ПФ Гидрофобизатор Ингибитор ПВ

– 0, 5 2, 0 1, 0 0, 1

1, 1

–

Существуют полигликолевые р-ры на импортных реагентах, напр., ИКФ-ИГЛИК

5. Полимер- калиевый, ф. ИКФ (США) (ИКАРБ)

1. Вода+ бентонит (1-2%) 2. XB-polimer 3. ИКР (крахмал) 4. Экопак SL (анион-я целл-за) 5. KCl 6. NaOH 7. ИК КАРБ 8. ИК БАК 9. ИК ДЕФОМ 10. ИК ЛУБ

Основа (ВГС) Структур-ль ПФ ПФ Ингибитор Регулятор рН Утяжелитель Бактерицид Пеногаситель Смаз. добавка

– 0, 2 0, 8-1, 2 0, 3-0, 5 5-10 0, 1 5-60 0, 1 0, 02 0, 4-1, 5

1, 05

30-

3-5

20-

40-60

10-15

80-

–

Стоимость 1 м³ 50-150 $

6. Полимер- калиевый, Когалым- НИПИнефть

1. Вода+ ПБМВ (2, 5%) 2. КМЦ-ПАЦ-В 3. Унифлок 4. NaOH 5. Na₂CO₃ 6. ГКЖ 7. Мел 8. KCl 9. ФК-2000 10. ТБФ

Основа (ВГС) ПФ ПФ Регулятор рН Пептизатор Гидрофобиз-р Утяжелитель Ингибитор Смаз. добавка Пеногаситель

– 1, 2 0, 2 0, 05 0, 05 0, 15 4, 0 3, 0 1, 5 0, 02

1, 05- 1, 07

28-

3-5

10-

20-

10-20

–

8-9

7. Полимерный, карбонатно- глинистый, УИРС, Н. Уренгой

1. Вода+ бентонит (1%) 2. DKC-экстендер 3. мел 4. KCl 5. Сульфонол 6. Нефть

Основа (ВГС) ПФ, загуститель Утяжелитель Ингибитор Эмульгатор Смаз. добавка

– 0, 04 9, 0 1, 0 1, 0 5, 0

1, 06

5, 0

–

0, 48

Раствор проявляет псевдопластические свойства

8. Малоглинис- тый биополи- мерный, БашНИПИнефть

1. Вода+ бентонит (4%) 2. Фито-РК (крахмал) 3. Биополимер «Робус»

Основа (ВГС) ПФ Псевдопластик

– 2, 0 0, 3

1, 02

4, 0

1, 8

2, 0

–

9. Порофлок, Когалым- НИПИнефть

1. вода+ бентонит (4%) 2. Мел 3. Унифлок 4. КМЦ 5. КССБ 6. Na₂CO₃ 7. ТБФ

Основа (ВГС) Утяж., кольмат-т ПФ, загуститель ПФ, загуститель ПФ и ПВ Рег. рН, связ. Ca, Mg Пеногаситель

– 5-9 0, 5-0, 8 0, 4-0, 8 0, 1-

1, 07- 1, 12

24-

3-5

10-

14-40

16-

–

8-10

2. Безглинистые растворы на водной основе

Раствор, разр-к

Компоненты раствора

Параметры раствора

Примечание

Наим-е, марка

Назн-е

Сод-е, %

ρ , г/см³

УВ, с

ПФ₃₀, см³

СНС, дПа

η , мПа·с

τ ₀, дПа

рН

Р₁

Р₁₀

1. Полимерно- солевой (ПСР), ТатНИПИнефть

1. КМЦ 2. Dk-Drill 3. ГКЖ 4. Вода

Загуститель, ПФ Загуститель, ПФ Рег. рН, ингибитор Основа

0, 2 0, 1 0, 3 Ост.

1, 0- 1, 1

4-7

–

2. Полимерно-солевой (ПСР), ТатНИПИнефть

1. КМЦ 2. DKS ORP (ПАА) 3. Na₂CO₃ 4. Вода

Загуститель, ПФ Загуститель, ПФ Регулятор рН Основа

0, 15 0, 05 0, 4 Ост.

1, 0- 1, 1

4-7

–

3. Полимер- калиевый, Перьм- НИПИнефть

1. Крахмал КМК 2. Na₂SiO₃ + KCl 3. NaOH 4. Вода

Загуститель, ПФ Ингибиторы Регулятор рН Основа

4, 5 5, 0 4, 0 Ост.

1, 04

10, 0

–

4. ПСР, ВНИИКр- Нефть

1. ОЭЦ 2. KCr(SO₄)₂× 12H₂O 3. NaOH 4. Вода

Загуститель, ПФ Комплексообр-ль Регулятор рН Основа

0, 4-0, 8 0, 2-0, 3 0, 15-0, 3 Ост.

1, 02

–

8-10

–

0, 8

60-

9-10

5. Полисахарид- ный гидрофо-бизирующий малокарбонат-ный, БашНИПИнефть

1. Полигликоль 2. KCl 3. Крахмал ФИТО-РК 4. KemX (биополимер) 5. M-I Cide 6. ПКД-515 7. ДСБ-4ТТ 8. Мел

Гидрофобиз-р Ингибитор ПФ Псевдопластик Бактерицид Комплексообр-ль Смаз. добавка Кольматант

3, 0 3-5 1, 5 0, 3 0, 25 0, 5 5-11

1, 03- 1, 08

28-

3, 0

–

8, 5

6. СПБР, ОАО «Сургут- Нефтегаз»

1. ИКБАК 2. NaOH 3. KCl; NaCl 4. СПБР ( биополимер) 5. ИКР (мод. крахмал) 6. КМЦ 7. Мраморн. крошка 8. ИК DEFOM

Бактерицид Регулятор рН Ингибитор Псевдопластик ПФ ПФ Кольматант Пеногаситель

0, 1 0, 1 5, 0 0, 1-0, 3 0, 5-0, 7 0, 05-0, 1 5-20 0, 02

1, 06- 1, 25

45- (API)

3-5 (API)

10- (API)

20- (API)

10-15 (API)

80- (API)

–

8, 5

7. Безглинистый полисахарид-ный, БашНИПИнефть

1. ФИТО-РК (крахмал) 2. Биополимер «Робус» 3. ПКД-515 4. Вода

ПФ Псевдопластик ПАВ комплексный Основа

2, 0 0, 3 2, 0 Ост.

1, 0

4, 5

0, 6

1, 2

–

8. Flo-Pro, M-I, Drilling Fluids, (США)

1. Flo-Vis (биополимер) 2. Flo-Trol (крахмал) 3. KCl 4. NaOH (KOH) 5. CaCO₃ 6. BAK BAN

Псевдопластик ПФ Ингибитор Регулятор рН Кольматант Бактерицид

1, 08- 1, 2

45-

5-7

–

8-11

150-

0, 34

24, 7

8-9

9. ANK0-2000, ANKOR Drilling Fluids (США)

1. Anko-Vis (биополимер) 2. Pacseal (полиан-я целлюлоза) 3. Ancoi (ПАА) 4. Foko-208 (полиалкиленгликоль) 5. KCl 6. NaHCO₃ 7. CaCO₃

Псевдопластик ПФ, загуститель ПФ, ингибитор Гидрофобизатор Ингибитор Регулятор рН Кольматант

1, 06- 1, 16

60-

3-5

–

58-95

230-

0, 42

18, 6

8-9

10. Биополим-й безглинистый, Shlumberger, (Франция)

1. INDVIS (биополимер) 2. INCAD (акриловый полимер) 3. INDPAC- LV (полиан-я целлюлоза) 4. IDFLOB (крахмал) 5. IDLUBE-XL 6. IDCARB 7. NaOH 8. KCl 9. Starlex-500 (полиалкиленгликоль) 10. INCIDEL

псевдопластик ПФ, загуститель ПФ ПФ Смаз. добавка Кольматант Регулятор рН Ингибитор Гидрофобизатор Бактерицид

1, 12- 1, 14

26-30

4-5

–

6-10

60-

0, 38

16, 14

8, 5-9, 5

3. Безводные растворы на углеводородной основе (РУО) и гидрофобно-эмульсионные растворы

Раствор, разр-к

Компоненты раствора

Параметры раствора

Примечание

Наим-е, марка

Назн-е

Сод-е, %

ρ , г/см³

УВ, с

ПФ₃₀, см³

СНС, дПа

η , мПа·с

τ ₀, дПа

U, В

Р₁

Р₁₀

А. Безводные растворы на углеводородной основе (РУО)

1. ИБР, МИНХиГП

1. ДТ марки ДЛ 2. ВОБ с Т_разм=150°С 3. CaO (активн. 60%) 4. Вода 5. Сульфонол НП-1 6. Барит (влажн-ть 2%)

Основа (д. с.) Дисперсная фаза Структурообр., ПФ, разогрев (с водой) Гашение извести Гидрофобизатор Утяжелитель

56, 3-37, 6 15, 5-4, 5 31-9, 0 6-1, 6 1, 2-2, 3 10-75

1, 2- 2, 3

30-

4-8

10-

–

Неутяжеленный ИБР имеет ρ = 0, 98–1, 2 г/см³

2. РУО, ЗапСибНИПИ

1. ДТ марки ДЛ 2. ВОБ 3. СЖК (С₂₀ – С₂₄) 4. УСК 5. ГКЖ-10 6. NaOH 7. Барит

Основа (д. с.) Дисперсная фаза Структурообраз-ль Структурообраз-ль Гидрофобизатор Омыление СЖК Утяжелитель

74-66 20-17 0, 8-1, 1 4-4, 5 0, 8-1, 2 0, 4 4-16

0, 85- 1, 2

55-

0-1, 0

20-

50-

–

3. РУО на загущ. нефти, Нижневарт- НИПИ

1. Нефть 2. Нафтенат Al 3. Изопропанол

Основа (д. с.) Загуститель Регулятор раствори-мости загустителя

68-73 7-9 20-14

14-18

7-13

15-

Б. Гидрофобно-эмульсионные растворы

4. ИЭБР, МИНХиГП

1. ИБР 2. Вода

Основа Дисперсная фаза

55-85 45-15

1, 1- 1, 2

410-

1, 0

2-3

5-8

–

250-

Термостойкость до 190°С

5. ВИЭР, ВНИИБТ

1. ДТ или нефть 2. СМАД-1 3. Эмультал 4. Бентонит 5. Битум

Основа (дисп. среда) Стабилизатор, структурообраз-ль Эмульгатор Наполнитель Пов-е терм-ти, ПФ

3-4 1, 5-2 1, 0-1, 5 1, 0-3, 0

1, 13- 1, 14

20-60

0, 5

2-3

3-5

–

≥ 100

6. ТИЭР, ВНИИБТ

1. ДТ или нефть 2. СМАД-1 3. CaO 4. АБДМ-хлорид 5. Бентонит 6. Вода

Основа (дисп. среда) Эмульгатор Получение Ca мыла Пол-е органтодента Структурообраз-ль Дисперсная фаза

Ост.

1, 02- 1, 1

2-3 (150°С)

12-

24-

60-90

24-110

250-

Термостойкость до 200°С

7. ТИЭР, ВНИИКрнефть

1. ДТ 2. Эмульсин ЭК-1 3. Вода 4. CaCl₂ 5. НЭКК (жирная к-та) 6. Барит

Основа (дисп. среда) Эмульгатор Дисперсная фаза Ингибитор Стабилизатор, структурообраз-ль Утяжелитель

37, 7-34, 6 10-7 48, 8-23, 0 8, 5-4, 7 0, 3-0, 7 61-140

1, 04- 2, 1

35-50

3-6

12-

–

250-

Термостойкость до 200°С

8. ГЭР, УкрГИПРО НИПИнефть

1. ДТ 2. Вода + 30% CaCl₂ 3. ИКБ-2 4. МАС-200 5. Барит

Основа (дисп. среда) Дисперсная фаза Стабилизатор, структурообраз-ль Гидрофобизатор, эмульгатор утяжелитель

Ост. 0, 5-0, 9 До тр. рН

1, 0- 2, 0

20-60

5-6

15-

25-

–

250-

Термостойкость до 230°С

9. ИЭР, УИРС, Тюмень- газпром

1. ДТ 2. Эмультал 3. Органобентонит 4. Вода

Основа (дисп. среда) Эмульгатор Структурообраз-ль Дисперсная фаза

2, 0 2, 5 Ост.

1, 05

10. ГЭР, Нижневартовск- НИПИнефть

1. Нефть 2. ОВАОС 3. Вода

Основа (дисп. среда) Структурообраз-ль, эмульгатор Дисперсная фаза

47, 6 4, 8 Ост.

0, 9

2, 0

12, 2

20, 5

ОВАОС – окисленные высшие алюмоорганичес- кие соединения

11. ИЭР, УГНТУ

1. ДТ 2. СЭТ-1М 3. СМАД-1М 4. Вода 5. Соли, барит

Основа (дисп. среда) Эмульгатор, стабилизатор Стабилизатор Дисперсная фаза Утяжелитель

2-3 5-6 Ост. До треб. ρ

12. БИЭР, Сахалин- НИПИнефть

1. ДТ 2. Нефть Охинская 3. Эмультал 4. СМАД-1М 5. Вода пресная 6. CaCl₂ 7. VG-plus 8. CaO

Основа (дисп. среда) Основа (дисп. среда) Эмульгатор Стабилизатор Дисперсная фаза Утяж-ль, ингибитор Структурообраз-ль, ПФ Доп. структурообр.

34, 19 21, 63 2, 05 3, 76 26, 16 10, 05 1, 1 1, 1

1, 16- 1, 18

45-50

< 6, 0

45-50 (при 49°С)

19, 2-24 (при 49°С)

СОДЕРЖАНИЕ

1 Назначение, функции, типы БПЖ и требования к ним
2 Физико-химические основы получения и управления свойствами промывочных жидкостей
2.1 Основные свойства буровых промывочных жидкостей и характеризующие их параметры
2.2 Методы и средства регулирования свойств буровых промывочных жидкостей
2.3 Виды промывочных жидкостей и условия их применения
3 Особенности технологии применения промывочных жидкостей при бурении скважин сложного профиля
3.1 Принципы регулирования свойств промывочных жидкостей и особенности очистки стволов скважин сложного профиля от шлама
3.2 Технологические особенности первичного вскрытия продуктивных пластов
3.3 Методы профилактики загрязнения пор продуктивных пластов
Литературные источники

ЛИТЕРАТУРНЫЕ ИСТОЧНИКИ

1. Овчинников В.П., Аксенова Н.А. Буровые промывочные растворы: Учебное пособие для вузов. –Тюмень: Изд-во Экспресс, 2008. –309 с.

2. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов. –М.: Недра, 1999. –424 с.

3. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. –Оренбург: Изд-во «Летопись», 2005. –664 с.

4. Крылов В.И., Крецул В.В. Гидродинамические особенности бурения горизонтальных скважин / Бурение скважин. –2000. № 6.

5. Петров Н.А., Султанов В.Г., Давыдова И.Н., Конесев В.Г. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов. –СПб.: ООО «Недра», 2007. –544 с.

6. Конесев В.Г. Улучшение свойств промывочных жидкостей для первичного вскрытия продуктивных пластов. – Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: Научный журнал, 2012, № 1, С. 44 – 48.

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 56