Совершенства (ОП) с использованием технологии

заканчивания НПО “Бурение”

* В зависимости от изменения глинистости коллектора от 0 до 10 %.

Кроме того применение безглинистых растворов на основе биополимеров в вертикальных и наклонно-направленных скважинах, освоение которых проводится после перфорации эксплуатационной колонны, ничем не обосновано и достаточно дорого.

Установлено, что лучшей полимерной основой для буровых растворов являются реагенты полисахаридной природы - производные целлюлозы и крахмала, которые в силу своих структурных особенностей в сочетании с биополимерами или другими материалами подобного типа способны создавать водные полимерные растворы, не содержащие глинистой твердой фазы, с широким диапазоном эксплуатационных свойств.

В последнее время из числа водорастворимых эфиров целлюлозы все большее и большее применение в бурении находит новое производное целлюлозы -полианионная целлюлоза ( ПАЦ ).

Реагент ПАЦ, имеющий много полезных функций, прежде всего используется в сочетании с другими полисахаридными реагентами (биополимеры, модифицированный крахмал) как гель- основа безглинистых буровых растворов.

Такие растворы позволяют обеспечивать низкую скорость фильтрации в пласт, что значительно снижает радиус обводнения; предупреждение набухания и диспергирования глинистого материала пласта; исключение выпадения нерастворимых продуктов взаимодействия буровых флюидов и пластовых вод, а также быстрое и полное восстановление исходной проницаемости при вызове притока из скважины.

Результаты этих исследований свидетельствуют о том, что применение растворов на основе полисахаридов, в частности полианионной целлюлозы - ПАЦ с низкой фильтрацией и высоким там, где это необходимо, ингибирующим действием, обеспечивает достижение продуктивности скважин близкой к потенциальной.

Промышленная апробация ПАЦ (Poly Pac R) была проведена на Северо-Харампурском месторождении при бурении скважины № 196 ( куст № 69 а). Раствор не ингибировался ионами калия. В результате был получен дебит скважины 62,7 т/сутки, при среднем дебите скважин на этом участке 40-45 т/сутки.

Таблица 5.15.

Состав растворов, применяемых зарубежными фирмами для заканчивания скважин

СМ. ПРИЛОЖЕНИЕ (РД –39-

ПРОБЛЕМЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ,

ОБУСЛОВЛЕННЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ

БУРЕНИЯ

7.1. Высокие забойные температуры и их влияние на свойства

раствора. Методы защиты буровых растворов от действия

высокой температуры.

Рост температур, глубин и плотности растворов - все это осложняет проблему сохранения свойств бурового раствора.

По мере того, как температура приближается к 175 ⁰С, сохранить эти свойства становится все труднее. Особые сложности возникают при использовании бурового раствора плотностью выше 2,0 г/см³.

В условиях высоких температур и давлений молекулярные взаимодействия отдельных компонентов буровых растворов могут радикально изменяться, при этом буровые растворы почти полностью утрачивают свои основные свойства.

Так увеличение температуры приводит к коренным изменениям в поведении бентонита. Происходит его флокуляция, следствием чего является постоянное загустевание бурового раствора.

Высокие температуры ограничивают число используемых в этих условиях разжижителей, так как многие из них, в том числе лигносульфонаты, разлагаются при температуре выше 175 ⁰С.

Это затрудняет регулирование вязкости и прочности геля бурового раствора. При более высокой температуре используется хромлигнит ( хромгумат). С хромгуматом растворы могут использоваться до температур 230 ⁰С. Однако это только в пресных системах.

Потеря фильтрата - еще одно свойство бурового раствора, которое необходимо регулировать по мере роста температуры.

С повышением температуры уменьшается вязкость фильтрата и, вследствие флокуляции твердой фазы, ухудшается качество глинистой корки, что способствует ускорению фильтрации.

Устойчивость буровых растворов к воздействию высоких температур определяется, главным образом, термостойкостью защитного реагента. При температуре до 120 ⁰С используются крахмал, ОЭЦ; до 140⁰С - модифицированный крахмал; 150 ⁰С - КМЦ.

При более высоких температурах применяют акриловые полимеры ( М-14, метас, Лакрис-20 и др. ).

Очень немногие из существующих полимеров могут эффективно работать при температуре, приближающейся к 250 ⁰С. Таким образом главная проблема буровых растворов для бурения глубоких высокотемпературных скважин заключается в создании эффективных реагентов для регулирования реологических свойств и контроля фильтрации.

7.2. Проблемы и современные требования к растворам для

  бурения хемогенных отложений

Бурение скважин в хемогенных отложениях связано с преодолением ряда негативных явлений: отрицательного влияния солей на свойства бурового раствора; образование каверн и сужений в стволе скважины, связанных с растворением и пластическим течением солей, особенно таких высокорастворимых и сильнопластичных, как калийно-магниевые.

Наиболее распространенным способом предупреждения растворения солей являются:

- применение пересыщенных растворов солей ( избыток соли в твердой фазе раствора 5-10 % ) для исключения возможности растворения пластовой соли при высокой температуре;

- применение нерастворяющих сред, в частности растворов на углеводородной основе и растворов модифицированной многоатомными спиртами или полиалкиленгликолями водной фазой

Пластическое течение является функцией горного давления, температуры и времени, поэтому для исключения пластического течения солей необходимо повышение плотности раствора и увеличение скорости проходки в солях.

Трудность прохождения хемогенных отложений часто усугубляется наличием пластов глин, легко диспергирующихся даже в среде насыщенного раствора NaCl, осыпи и обвалы которых приводят к прихватам бурильных труб.

В этом случае требуется применение стабилизированных буровых растворов ( с добавкой Са(ОН)₂).

Еще в большей степени осложняет проводку скважин в хемогенных отложениях высокая забойная температура и наличие солей полиминерального состава.

Все это обусловливает необходимость частой обработки раствора, систематических проработок ствола скважины, т. е. длительных и дорогостоящих непроизводительных работ и часто заканчивается ликвидацией скважин.

В результате исследований по химии и физико- химии полимеров был существенно расширен выпуск синтетических полимеров, что облегчило создание эффективных реагентов- защитных коллоидов.

Это позволило успешно решить проблему проводки скважин в хемогенных отложениях, представленных галитом, при большой мощности солевых толщ и забойных температур до 220-240 ⁰С.

Защита раствора от электролитной и температурной агрессии достигается обработкой его реагентами - крахмалом, КМЦ-500 и 600 и их комбинацией с КССБ и хромлигносульфонатами.

Задача регулирования структурно- механических свойств соленасыщенных растворов решается помимо применения полыгорскита, путем предварительного диспергирования и гидратации глины в пресной воде и стабилизации ее защитными реагентами, а также усиления структурообразования эмульгированием нефти, добавками СМАДа и гуматов.

Кроме того применяются растворы на основе гидрогелей солей и, в частности, гидрогеля магния, получаемых путем регулируемой конденсацией.

Перспективы нефтегазоносности многих районов связаны с глубинами 5-6 тыс. метров. Значительная часть перспективных горизонтов приурочена к подсолевым отложениям.

В РФ на подсолевые отложения ведется бурение на Кубани, Ставрополье, Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской области и Прикаспийской впадине.

Большая часть разведанных месторождений Восточной Сибири также приурочена к подсолевым отложениям.

Поэтому актуальной является защита буровых растворов от агрессии электролитов полиминерального состава при температуре 220-240 ⁰С.

Защита раствора от полиминеральной агрессии необходима не только при разбуривании солевых толщ, но также при использовании жестких высокоминерализованных вод для приготовления растворов в безводных районах.