автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Разработка и внедрение буровых растворов, повышающих эффективность заканчивания скважин на нефтяных месторождениях Крайнего Севера

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ОТКРЫТОГО ТИПА НПО "БУРЕНИЕ" (АООТ НПО "БУРЕНИЕ")

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ БУТОВЫХ РАСТВОРОВ, ПОВЫШАЮЩИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОГОЖДЕНИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

Специальность 05.15.10-Буренис асважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата техничсасих наук

На правах рукописи

РЕКИН Александр Сергеев и<

УДК 622.244.442 :622.244.5

Краснодар 1996 г.

Работа выполнена в акционерном обществе открытого типа НПО "Бурение" Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Пешков АЛ. Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор Рябченко ВН. Кандидат технических наук Расгегаез Б. А.

Ведущее предприятие АО "Пурнефта-аз"

совета Д 104.04.01 при АООТ НПО"Бурение" по адресу:350624 гЛСраснодар,уп.Мира,34

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке АООТ НПО "Бурение"

Ученый секретарь спадаализировэнного совета,

кандидат технических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА- РАБОТЫ

Актуальность лроблпиы. Вопросам качественного вскрытия нефтенасышен-

ных продуктивны;; пластов в настоящее время уделяется большое внимание в связи со значительным снижением объемов бурения и переходу к разбуриванию иэкс-пттуатации месторождении с низкими колл ост омскими свойствами. Указанное относится прежде всего к месторождениям К; 'яйнего Севера Западной Сибири, где наличие шпкопроницашых сигьншаглпнишрованных гранулярных коллекторов являс! • ся повсеместным как в уже разбуриваемых регионах. так и перспективных.

Несмотря на достаточно высокий уровень современной технологии бурения нефтяные сквя"зтн вопрос снижения продуктивности скважин п результате негативного воздействия буровых растворов стоит широко. Это приводит к необходимости разработки новых технопогичсасих и таничесхих решений, в комплексе которых одной из наиболее важных стоит разработка качественных, экологически безопасных II дешевых буровых растворов.

Одним из перспективных направлений снижения негативного воздействия буроього раствора на пласт является использование растворов сулучшенными поверхностно-активными и нефтесмачиваюшими свойствами.

Дч.ч снижения межфазного натяжения на границе фильтрат буровогорас-гвора-нефты! придания нефтеотачиваюшнх свойств фильтрату бурового раствора используются специальные поверхностно-активные вещества.Однако их применение сдерживается . либо экологическими факторами, либо низкой эффективностью, либо грудной доступностью. В связи с этим разработка бурового раствори, обеспечивающего качественное вскрытие продуктивных нефтенасъшшшых пластов - задача весьма актуальная.

Важность и актуальность проблемы повышения качества вафытия продуктивных горизонтов, создание для этого новых эффективных реагентов и технологий отражено в положениях Федеральной целевой программы "Нефть и газ Росам: конец XX и начало XXI века (::?ука .конверсия .инвестиции для создания новей-тих технологий)."

Решение этой актуальной проблемы определило цель работы и задачи исследования.

Цель работы: разработка технологии заканчиваних скважин,обеспечивающей максимальное сохранение потенциальной продуктивности пласта. Основные задачи неслсдсванзд:

-разработать требования к технологии первичного вскрытия,определить основные параметры такой теянологии:

-выбрать методику оценки качества втерытия пласта, влияния на это качество состава и свойств расгвора;

-опираясь на разработанные требования выбрать свойства и соответственно состав бурового раствора;

-выбрать, а при необходимости разработать и внедрить в производство материалы для требуемого бурового раствора;

-определить влияние разработанных рецептур бурового раствора не только на качество вскрытия, но и на технюсо-зкономичежие показатели бурения;

-внедрить разработанную технологию при бурении скважин и оценить ее технико-экономическую э ф ф сктнвность. Научная новнзва

I .На основании теоретического обобщения н экспериментальных исследований разработаны научно-обоснованные технологические решения, позволяющие до-стип 1) гь значительного /грогрессса в обеспечении качественного вскрытия продук-

тивных пластов.

2.На основашш проведенных теорешческш; и экспериментальных исследований разработан на уровне изобретения (патент N 2046128) буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов.

3.На основерезультатов исследований дано обоснование компонентного состава комгохоссного реагента (НТЭС) н оценены его функциональные характеристики.

4.Проведсны теоретические и экспериментальные исследования влития кохтлексообразующих составляющих реагента на восстановление проницаемости нефтшасьлвдшых гранулярных пород-коллекторов, позволившие определить оптимальное соотношение ннгредиатов.

5.Доказана возможность снижения негативного влияния бурового раствора на проницаемость продуктивных пластов за счет гидрофобизацин поровых каналов ннтаральной гидрофобной составляющей реагента НТЭС.

Практическая ценность я реялнзиеа результатов работы в промыштвностн

При участии автора составлена инструкция по промышленному применению комплексного реагента НТЭС.

Буровой раствор на основе реагента НТЭС нашея широкое практическое применение при бурении скважин в АООТ "Пурнефгегазгеояогия" вскясгвии простоты приготовления, его экологичности и обеспечения высоких технико- экономических показателей бурения. За 1994 год пробурено 60 скважин.

Прнншение бурового раствора на основе реагента НТЭС и в сочетании с реагентами полисахаридной природы позволило повысить продуктивность скважин в 1.2 раза, а также повысить жороегь бурения на 15

Экономический эффект от внедрения разработанных технологичности решений и бурового раствора на основе реагента НТЭС составил за 1991 г. 390863 рублей в ценах 1984 года.

Апробации работы. Основные положения диссертационной работы доложены и обсуждены на научно-прахгичсской конференции г .Тюмень (г .Тюмень 1995 г.), на семинарах в лаборатории буровых растворов БашНИПИнсфть (г.Уфа 1995 г.) и лаборатории буровых растворов НПО "Бурение" (гЛСраснсдар 1996 г.).

Публикащга. Основное содержание работы изложено в 6 печатных работах, в той числе одном патагге (Россия).

Объем а структура работы. Работа состоит из введения, четырех гнав, . основных выводов и рекомендаций, списка и от ольз ов анн ой литературы, включающего 67 наименований и 2 приложений, изложена на 93 страницах машинописного текста, содержит 23 рисунков!. 19 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Воввсдсикя обоснована актуальность темы исследований и изложены основные положения, выносимые на защиту.

Первая глава посвящена анализу состояния и проблемам эффективности , заканчивают нефтяных осважин. Основой современных представлений о воздействии буровых растворов на призабойлую зону продуктивных пластов явились фундаментальные работы ПЛРебиндсраЗВ Дерягина, М.М.Кусахова.ФЛХотяхова.ГЛ^абалхна, ДАпикоса, М.Масхсга, С Пирсона и лр. в области молекупярно-поверхностных явлений и физики пласта, а также исследования РШНшцснкоЗС.Ъаранова, Э.ГЛ<исгсра, УА.Мамадж&нова, СК.Ферпоссна, МБильянса, Р.Крюгера, Е£Рленна и лр., посвященные фильтрационным и глинизирующим свойствам буровых растворов и многофазных систем.

Проведен анализ основных факторов, влияющих на загрязнение продуктивных пластов,рассмотршых ранее Ф.А Требиным, ф .И .Котях огьш, К.Ф.Жигачеы, В ААмиянон, Г.А.Бабалхнон, Л-ВЛютиным , И.И. Кравченко,

Л.К.Мухшгьш, К.Ф.Паусом., Г.Т.Овнатановым, И-ГЛПеяалзтным, Н.МЛСасьяновым, Б-ВКасперсюш, В .И.Т окуневым ,Н.Р.Рабиновичем, А .И .Пеньковым, В£ Лненко и другими исследователями. Определено,что наибольшее воздействие на снижение проницаемости приствольной зоны сказывает фильтрат бурового раствора на водной основе. Проникая в нефтеносный пласт он может;

-вызывать набухание глинистых частиц, содержащихся в пласте- коллезсто-ре, в результате чего резко снижается проницаемость призабойной зоны;

-образовывать водонефтяные эмульсии, которые в ряде случае существенно снимают проницаемость обводненной зоны;

-удерживаться в пористой среде капиллярными сипами и частичное вытеснение его из поровых каналов может происходить лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение нефти к забою скважины, особенно в низкопроницаемых коллезегорах;

-образовывать при взаимодействии с высохоминерализованной пластовой водой осадки в порах коалехтора.

В работе дана оценка возможного проявления указанных выше причин при вскрытии пластов на месторождениях Крайнего Севера Западной Сибири.

Отечественные и зарубежные исследователи придают большое внимание методам оценки степени влияния буровых растворов на проницаемость призабойной зоны нефтяных скважин. Для этого применяются как лабораторные установки по исследованию натуральных и искусственных кернов, так и проводятся непосредственные наблюдения за скважинами. Каждый из этих методов обладает как рядом преимуществ, так и имеет недостатки, что требует разработки комплексного подхода к оценке буровых растворов.

Из анализа основных факторов, влияющих на загрязнение продуктивных пластов, вытекает вывод о необходимости разработки специальных буровых раство-

ров и химических реагентов для их обработки, применимых для бурения в зоне неф-тенасыщенных пластов Этому вопросу посвяцшо как бопыпосколичество исследований, так и публикаций. Зарубежные исследователи основной упор делают на разработку "чистых" (не содержащих твердой фазы) буровых распоров, а также растворов на угаеводородной основе. Однако "чистые" растворы требуют применения специальных высокомолекулярных полимеров подисахаридной природы, производство которых в России не налажено, а для растворов на углеводородной основе необходимы многие дополнительные как технологические решения, так и технические средства. Их применение требует использования специальных дэедсгв геофизических исследований осважин, применения специальных средств очистки и утилизации или зколотчеаси безопааюй дисперсионной среды, проиводство которой для целей бурения также отсутствует. К тому же эти решения чрезвычайно дорогостоящие.

В отечественной практике основными направлениями разработки бурозых растворов для бурения продуктивных горизонтов является созданиераз личных буровых растворов с ингибирующим эффектом (калиевые,алюмтшзированные и тл.) для предотвращения диспергирования и набухания глинистой составляющей коллектора, а также создание или подбор ПАВ, в основном синтетических, изменяющих физико-хиыичсскуга природу фильтрата. Второй метод считается более приемлемым как с экономической, так и технологической точек зрения. Многочисленные исследования посвящены влиянию ПАВ на процессы адсорбации и смачиваемости горных пород.

Применяемые при первичном вскрытии пластов синтетические ПАВ должны удовлетворять многим требованиям: снижать межфазное натяжение на границераз-дша "фильтрат бурового раствора-нефть", повышать смачиваемость поверхности коллектора нефтью; незначительно адсорбироваться в перовом пространстве; не допускать коагуляции твердой фазы бурового раствора; оказывать минимальное негативное влияние на футе технологические свойства раствора и способствовать

вскрытию пласта при минимальных затратах.

Поскольку выбрать индивидуальное ПАВ, обеспечивающее все вышеперечисленные свойства практически невозможно, необходимым условием решения задачи является определение комбинация ПАВ и оценка ее влияния на восстановление проницаемости пористой среды после контакта с фильтратом бурового раствора.

Вторая глава посвящена исследованию факторов, влияющих'на снижение нефтепроницаемосги колпезегоров под влиянием буровых растворов, и выбору методики их исследования.

Основными загрязняющими продуктивные пласты факторами являются:

- блокирование перовых каналов твердыми частицами промывочных жидкостей;

- блокирование перовых каналов набухающими минералами матрицы продуктивного пласта;

- блокирование петровых каналов тонкодисперсными частицами гранулярной о (новы пласта, в следствие растворения его матрицы;

• блокирование поровых каналов нерастворимыми осадками, образующимися при взаимодействии фильтратов бурового или иного асважинного раствора с пластовым флюидом;

- блокирование поровых каналов эмульсией фильтрат-углеводороды, водное блокирование или изменение характера смачиваемости поровых каналов .Блокада проницаемости пласта также зависит от времени и контакта раствора с пластом и перепада давления.

Методика исследования складывалась из анализа как свойств пород коллектора, так и самого бурового раствора.

Оценка кернов продуктивных горизонтов Губкинского района Надым-Пуровасой нефтегазоносной области проведена нами по следующим параметрам.

Во-первых, определена литолого-петрографическая характеристика коллектора, которая определяет сто минералогический состав, пористость, проницаемость и состав пластовых флюидов. Для этих целей был сделай рентген о-структурный анализ (РСА) и электронная микроскопия кернов (ЭМ). Результаты РСА и ЭМ показывают, что почти каждое зерно кварца, полевого шпата или плагиоклаза покрыто пшнисюй оболочкой (хлоритом), а другие глинистые минералы- илит и каолин-расположены локально в нежзерновои пространстве.

Во-вторых, определены пористость образцов и размер пор кернов с помощью прибора Автопор 9200 фирмы "Культроникс", позволяющего определить ее величины с погрешностью ± 1 %. По данным исследований размер пор варьирует от 2 до 60 ыкм.

В-третьих, стандартными методами определены проницаемость и минерализация пластовых вод. Для различных продуктивных горизонтов проницаемость ва-

-з г -5

рьирует от 5 до 500-10 мхм , с преобладанием проницаемостей до 150-10 1

ккм , а минерализация вод незначительная, в основном хлоридно-натрисаого типа.

Литолого-петрографическая характеристика продуктивных пластов показала , что большинство горизонтов требует повышенного внимания к выбору состава и свойств бурового раствора из-за широкого варьирования проницаемости и запшнизированности, и казс следствия повышенной чувствительности к объему отфильтрованной в пласты жидкости, так и ее активности по отношению к глинистой составляющей коллектора.

Негативное влияние бурового раствора на продуктивные пласты оценивалось по методам, включающим определение динамической фильтрации буровых растворов в пластовых условиях; оценки закупоривающего действия жидкой фазы (фильтрата) бурового раствора; экспериментальной оценки закупоривающего действия твердой фазы бурового раствора и инверсии смачиваемости породколлектора

под влиянием фильтрата буровою раствора. Параллельно проводилось определение дисперсного состава твердой фазы бурового раствора на анализаторе "Седиграф 5000 ЕТ" фирмы "Культроникс", а также поверхностно-активные свойства фильтрата.

Проведенные нами исследования по изучению влияния исходной проницаемости пласта на коэффициент ее восстановления после воздействия различных

буровых растворов и анализ данных других исследователей показали, что при 2

проницаемости до I мкы , чем больше начальная проницаемость, тем выше этот коэффициент. Для буровых растворов с различной величиной поверхностного натяжения (ПН) эта зависимость сохраняется, только для растворов с меньшей величиной ПН кривая идет ашбатно выше.

Из общих физических представлений о влиянии перепада давления на фильтрационные процессы ясно, что его рост будет увеличивать скорость продвижения фильтрата в пласт, т.е. затруднять возможности. восстановления проницаемости. Нами проведены экспериментальные исследования по изучению влияния величины репрессии на пласты различной исходной проницаемости. Статистическая обработка этих результатов представлена следующим выражением:

2

К = Ко-в,292 АР ,

2

где Ко - исходная проницаемость ,мкм

АР -репрессия ,МПа Эта зависимость позволяет оценивать степень негативного влияния репрессии на конечную нефтепроницаемоегь пласта и проектировать эффективную технологию везерытия.

По разработанной схеме исследований далее с помощью установки "Автопор" были проведены исследования по оценке величины зоны кольнатации

коллектора твердой фазой буровых растворов и влияния ее на конечную нефтепро-шщаеыосгь, а также роля специальных кольыатирующих добавок, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и химической природы полимеров. Эти исследования были выполнены на кернах Восточно-Таркасалинасого и Менеузовсхого месторождений.

На основании анализа экспериментальных данных определено, что введение кольматанта способствует меньшему поражению пласта, а совместное использование ПАВ и кольматанта позволяет получить более существенное повышение коэфицнента {3 . Проницаемость закопьматироьанного (К4) слоя пласта определяется зависимостью:

К

К =- ,

п

г

где Ко - исходная проницаемость, мкм

п -кратность снижения проницаемости,равная

-0J3 п = 0,4 О Ко

Влияние негативного действия фильтрата на изменение нефтепроницаеыос-ти коллектора определяется с одной стороны глубиной его проникновения (Яф.-как функции динамической фильтрации и вр.маш), a с другой - его поверхностно-активными свойствами, определяющими величину и направление действия капиллярных сил в поровоы пространстве.

Аналитические исследования, проверенные с помощью зависимости коэффициента восстановления проницаемости от свойств фильтрата, Яф. и АР разработанной профессором А.ИПеньковым показали, что для любых по проницаемости коллекторов физико-химичеасие свойства фильтрата играют существенную роль. Эта зависимость также описывает и значимость загяиншированности коллектора и ингибирующих свойств раствора в изменении коэффициента восстановления

проницаемости. Чем выше содержание глинистого материала в пласте и, чем меньше ингибирутощее действие фильтрата, тем существенно нижезначснискоэффициагта восстановления проницаемости.

Исходя из экспериментальных и аналитических исследований установлено, что степень подверженности пласта, характеризуемая коэффициентом восстановления проницаемости зависит от петрофизичсосих характеристик пласта (пористость, проницаемость, пшннсгость), физико-химических свойств фильтрата -величины межфазного натяжения на границе фильтрат-нефть ( О ), краевого угла

смачивания (О ), уровня ингибируюшего действия (По), а также величины депрессии при освоении (АГ) и времени контакта бурового раствора с пластом Знание этих зависимостей позволило подойти к разработке концепции получения буровых растворов для вскрытия продуктивных нефтеносных пластов.

Третья глава посвящена разработке и реализации научной концепции получения принципиально новых систем буровых растворов, обеспечивающих максимальное сохранение коллектора«« свойств продуктивных пластов.

В технологии вскрытия продуктивных пластов, учитывая факторы описанные в главе 2, возможны два принципиальных направления:

1 .Технология, исключающая проникновение компонентов бурового раствора (фильтрата и твердой фазы) в пласт. Она основана на использовании не-филмрующихся буровых растворов без твердой фазы или с поверхностно-кояьматирующей водо-или кистеторастворимой твердой фазой и бурение на равновесии или при минимальных репрессиях.

2.Технология, основанная на придании буровому раствору и его фильтрату таких свойств, которые бы не приводили к поражению продуктивного пласта и обеспечивали легкое и полное очищение от проникающего фильтрата.

Для отечественной нефтяной промышленности, учитывая ее текущую

обеспеченность материалами, оборудованием и сложившуюся технологию бурения, наиболее приемлемым является второе направление.

Лабораторные петрофизичсоте исследования керна и злаоричеосие сопротивления продуктивных пластов свидетельствуют о тон, что коллекторы в основном гидрофильны. Становится важным создание технологий управления смачиваемостью гидрофильных пород в призабойной зоне осважины, направленной на удаление из нее капшпирно-удфжаннон воды.

В качестве регуляторов нефтесмачивающих свойств и межфазного натяжения целесообразно использовать поверхностно-активные вещества (ПАВ).

Адсорбирую, на поверхности перовых каналов, ПАВ гидроф обизируют ее, изменяя характер смачиваемости перовых каналов, а концентрируясь на границе раздела фаз нефть-фильтрат снижает поверхностное натяжение.

Согласно отечественным исследованиям у смео; катионоактивных ПАВ с кремний органическими соединениями (ПОК) наблюдается синергизм действия. По всей вероятности, это связано с повышением гидрофобных свойств за счет преобразования исходных веществ под действием высокоыелочных кремний органических соединений в их производные.

Это послужило основанием исследовать эффективность действия смеси, состоящей из широко используемого в качестве смазочной добавки легкого тахшо-вого масла(ЛТМ)и гидрофобизирующих кремний органических соединений (ГКЖ-10,11, Пс1росил-2М), где также можно ожидать сходную трансформацию исходных веществ.

В связи с приданием нсзагрязняющих свойств фильтрату раствора, требования к ограничению фильтрации становятся менее жесткими, однако необходимость в уменьшении зоны обводнения сохраняется и предпочтение следует в этом случае отдавать понизителям фильтрации полисахаридной природа, обладающих

устойчивостью в широком диапазонерН и минерализации.

Эти положения разработанной концепции и были приняты за основу работ по созданию рецептур незагрязняющкх продуктивные пласты буровых растворов.

Разработка компонентного состава смета опиралась на свойства исходных компонентов. Исходные кремний органические соединения (КОС) имеют высокую щелочность: в пересчете на едкий натр концентрация его достигает 17 %. В легком талловом масле доля жирных кислот составляет 50-60 % и состоит преимущественно из олеиновой и линолеяой кислот, проявляющих высокие поверхностно-активные свойства. Исходная смесь реагентов готовилась смешением компонентов, взятых в соотношении от 0,4:1 до 8:1 (ЛТМ \КОС) соответственно. Затеи полученной смесью обрабатывали водную бентонитовую суспензию . Добавка сяссн реагентов составляла 1,2 и 3 % по массе от объема раствора.

Эффект действия смеси реагентов оценивался по влиянию на дисперсный состав твердой (глинистой) фазы, на изменение пористости образцов керна по глубине и на коэффициент восстановления проницаемости.

Результаты исследований показывают различие в воздействии "чистого" кремний органического соединения и находящегося в составе смеси с талловьш маслом на фракционный состав глинистой фазы бурового раствора. Мелкодисперсная фаза (2-0,4 mai) в растворе с чистым крешшйорганичеасим соединением составляет 22 % от общего числа частиц, а при обработке раствора смесью компонентов она уменьшается от 10 % до 0 в зависимости от концентрации комплексного реагента в растворе.

Рассматривая шину как природный несрганичеосий полимер, имеющий ди-фильную структуру - мозаичность с гидрофобными и гидрофильными участками -закономерности уменьшения диспертруемости глинистых частиц объяснимы с позиции гидрофобного взаимодействия. Свободные жирные кислоты, смоляные кислоты,

кеоиыджемые вещества таллового наша, и образующиеся полиалкипашаксаны создают защитные адсорбционные спои и тем самым экранируют поверхность пшны. С увеличением соотношения ЛТМ-КОС от 0,4:1 до 8:1 закономерно в реагенте растет концентрация гидрофобной составляющей и при вводе в раствор падает содержание тонкодишершых частиц. Аналогичные закономерности имаот место при оценке влияния изучаемых составов глинистых буровых растворов на изкаште пористости хернов по глубинен на коэффициент восстановления их проницаемости.

Методика экспериментов заключалась в прокачивании буровых раствороа

-3

через искусственный керноаый материал с постоянной проницаемостью 256• 10 й

юсм на установке УИПК-1М и определение последующего восстановления проницаемости; а на установке "Автолор" (фирна "Кулироникс") определялось изменение пористости образца по глубине.

В соответствии с распределением тонко- и крупнодисперсных глинистых частиц в бур оз ом расгв оре при обработке его чисто крепкий органическим соединением и комплексный реагентом (НТЭС) уменьшение пористости образцов по дойне значительно выше при прокачке раствора с ГКЖ, чем с комплексным реагентом.

Повышение восстановления проницаемости на 10-20 % при прокачке бурового раствора с комплексным реагентом (НТЭС) по сравнению с раствором, обработанным кремний органическим соединенно!, объясняется несколькими причинами.

Во-первых, при взаимодействии цепкого таллового масла с сильно щелочным раствором кремнийорганического соединения происходит переход части ;кирных кислот в натриевые сопи, которые являются анионоактивными веществами, снижающими межфазнос натяжение на границе фильтрат бурового раствора-углеяодород. Это способствует более легкому вытеснению фильтрата из пористой среды, т.е. повышает коэффициент восстановления проницаемости.

Во-вторых, гидрофобная составляющая НТЭС модифицирует поверхность

перовых каналов, адсорбирую, на ней • происходит инверсия смачиваемости, что также повышает коэффициент восстановления проницаемости. Подтверждение инверсии смачиваемости за счет ввода реагента НТЭС получено опытами по замеру удельного электрического сопротивления водонасыщенного керна (УЭС) после прокачки через него бурового раствора,обработанного этим реагентом. Опыты показали, что УЭС водонасыщеиного керна после обработки разрабатывавши раствором повысилось в 10-20 раз.

Результаты экспериментальной проверяй взаимодействия бурового расгвcipa, обработанного НТЭС скерновым материалом показал, что немаловажную роль гарает сам вещественный состав реагента,т.е. соотношение в нн легкого тадпозого nacía и кремний органических соединений. Свободныекр синий органические соединения - это компонент НТЭС с настоящими гидрофилизирувощими свойствами, а гидрофобная часть - это исходное JTTM и часть кремнийорганичеасого соединения, прешедшего в полиалкилсияаксан Для определения оптимального компонентного состава реагента НТЭС оценивалось влияние гидрофильной и гидрофобной составляющих на коэффициент восстановления проницаемости. Свободные крешпшорга-. ннчесхне соединения полностью реагируют с кислотами таллозого масла при соотношении 1 :2,4. Поэтому в экспериментах рассмотрены две области соотношений: 1.-я при соотношении ЛТМ JCOC от 0,4-1 до 2,4-1 и 2-я от 2,5:1 до 8:1. Аналитической обработкой результатов эксперимента получена зависимость коэффициента Р от

концентрации гидрофильной части реагента НТЭС:

-0,004 С кос

Р = Р е

где С кос - содержание кремнийорганических соединений в процентах

Сложный характер этой зависимости, по всей видимости, связан с конкурирующим влиянием гидрофобных и гидрофильных составляющих реагента. Для

удобства практического использования была подучена аналитическая формула зависимости коэффициента восстановления проницаемости от концентрации ЛТМ в реагенте при заданном соотношении КОС,равном 1: 342,03-104,82 С хш

Э=- ,

4^+Спт

где Сим - спдфжянисгалловогомасда в массовых частят

Это уравнение имеет меру идентичности 0,99 и среднюю относительную ошибку 0,75 %. Данное уравнение позволяет определить нужное соотношение ЛТМ и КОС в реагенте дох получения заданной величины коэффициента р

Помимо влияния на качество вскрытия пластов, оценивалось и изменение других технологических параметров бурового раствора при вводе НТЭС.

Введение реагента НТЭС в тинистую суспензию несколько снижает показатель фильтрации даже без реагент об-стабилизаторов. Это можно объяснить участием солюбилизированной гидрофобной части реагента и гелеюдобных поли-алкилсилсксанов в создании низкопроницаеиой глинистой корки. При введении в раствор традиционных понизителей фильтрации снижение показателя достигается при меньших добавках реагента, чем при его отсутствии. Так же определено, что при увеличении соотношения ЛТМ и КОС от 3:1 до 8 :1, происходит увеличение показателя фильтрации, однако он остается ниже исходного. Реологические и структурно-механические свойства раствора практически не изменяются, а показатель концентрации водородных ионов несколько повышается до значений 8,5-9,0, что улучшает условия работоспособности полимерных реагентов.

В настоящее время на основании научных исследований, проведенных во многих научно-исследовательских институтах, сформировалось представление о негативном влиянии водорастворимых акриловых полимеров на качество вскрываемых нефтяных пластов. С учетом этого при разработке состава незагряз няющего

пласт бурового раствора, мы ориентировадись , в первую очередь, на КМЦ, как реагент пошиитепь фильтрации.

Итак, в результате проведенных исследований был разработан буровой раствор с реагентом-компаундом НТЭС, который может эффективно воздействовать на процессы бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов, а именно:

-придавать буровому раствору и его фильтрату гидрофобизирующие свойства, что вызывает инверсию смачиваемости гидрофильных пород коллектора, снижает его водонасьпценносп в приствольной зоне и улучшает фазовую проницаемость по нефти;

- предотвращает диспергирование глинистых частиц, что способствует повышению скорости бурения и уменьшает загрязнение пласта при вскрытии;

■ придает фильтрату бурового раствора высокую поверхностную активность за счет образования анионных ПАВ из жирных кислот ЛТМ;

- способствует! уменьшению величины показателя фильтрации, что важно и для бурения и для качественного вскрытия продуктивных пластов.

С учетом всея факторов, влияющих на процесс бурения и вскрытия выбран рецептурный состав иезагрязняющего продуктивные пласты раствора на основереа-гента-комлаунда НТЭС с соотношением ЛТМгКОС-з.' до 3:1 при добавках 1-3 % по массе, на который получен патент России N 2046128.

Четвертая глава посвящена промышленному применению буровых растворов , нечагрг,т,<яющих продуктивные пласты.

Результаты теоретических и экспериментальных исследований позволили обосновать необходимость использования разработанных составов буровых растворов на основе реагента НТЭС в практике бурения. Промышленное внедрение проводилось на Прискпоновом и Восгочно-Таркаягаинском месторождениях АООТ "Пурнефтегазгеология". С использованием этих раствсроз к настоящему времени

пробурено более 100 ссважин. С цепью оценки эффективности применения новых растворов был сделан анаши труппы скважин по этим месторождениям. Из результатов анализа вид но, чго применение реагента НТЭС способствует повышению механической скорости бурения, как было предположено теоретически. При росте отношения ЛТМЧСОС от 0 до 3,6 механическая скорость бурения возрастает примерно в 2 раза.

По этим же группам скважин бьша проведена оценка влияния нового рас-, пора на качество вскрытия коллектора и продуктивность скважин. Продуктивность ежважин и качество вскрылгя оценивались по удельной продуктивности, приведенной к единице проницаемости пласта, что было связано с широкий диапазоном изменения проницаемости коллектора от скважины к асважине и изменением диаметра скважины. На основании этой оценки было также подтверждено влияние соотношения ЛТМЧСОС, т.е. компонентного состава реагента НТЭС на продуктивность. При широком варьировании радиусов обводнения скважин, связанного сраз-1ш шым временем контакта бурового раствора с пластом и различным уровнем фильтрации однозначно определено, что чем выше отношение таллового масла к кредний органической жидкости, тек выше продуктивность скважин при прочих р&в> ъа условиях (рис.1).

При соотношении ЛТММСОС,равном ОД, уровень продуктивности существенно повышается и сохраняется практически постоянным при изменении соотно-шею до 2,5, а затем снова возрастает с ростом соотношения. Величина роста приведение ' удельной продуктивности составляет 20-70% по отношению к базовый. Анализ та* , се показал, что продуктивность скважин повышается с увеличением в составе новс "о р Iствора полимерных реагентов-стабилизаторов. Это хорошо согласуется с зависимостью продуктивности скважин от величины зоны поражения пласта фильтратом буроього раствора: чем выше расход полимерных реагентов, тем лучше стабилизировали буровой раствор, тем меньшую величину фильтрации он имеет в за-

бойных условия, что обуславливает уменьшение зоны обводнения, а следовательно, увеличивает последующую продуктивность скважины.

80

0 1 2 3 4 ЛТМ\КОС

Рис. 1. Изменение удельной продуктивности скважин

от величины соотношения ЛТММСОС в реагенте НТЭС

Таким образом результаты промьшшенного применения показали,что реагент-компаунд НТЭС обладает комплексом положительных свойств:

-совместим с известными реагентами (КМЦ, полисахариды), обеспечивая за счет синергизма повышение стабилизирую лих свойств и снижение расхода реагентов;

- имеет высокий ингибнрующий зффехт, позволяющий снизить наработку высококоллоидной глинистой фазы, что способствует улучшению технико-экономических показателей бурения;

- биологически разлагаем, пожаро- и экологически безопасен;

- повышает качество вскрытия коллектора и продуктивность скважин. Учитывая отмеченные выше положительные свойства реагента-компаунда

НТЭС АООТ "Пурнефтегазгеолопм" с 1991 года практически полностью перешло

на обработку растворов этим реагентом.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ промыслового материала и литературных данных позволил установить, что существующая технология не в полней мере отвечает требованиям эффективности и качества вскрытия продуктивных пластов, особенно на месторождениях, представленных низкопрошшаеыыми коллекторами.

2. В результате научно-технического обобщения и экспериментальных и следований разработаны и внедрены научно-обоснованные технологические решения и создана принципиально новая система раствора, обеспечивающая значительный прогресс в решении проблемы обеспечения качественного вскрытия продуктивных пластов.

3. Теоретическими и экспериментальными методами, включающими аналитические расчеты и экспериментальные исследования процессов взаимодействия буровых растворов с продуктивными пластами установлены основные факторы, влияющие на загрязнение продуктивного пласта и приводящие к снижению его продуктивности. Установлено, что закупоривающему действию твердой фазы бурового раствора подвержены высокопроницаемые коллекторы, а загрязняющему действию фильтрата - низкопроницаемые и загаинизированные.

4. Доказана возможность эффективного регулирования степени загрязнения продуктивного пласта шдрофобизацией поровых каналов лиофобныки составляющими реагента НТЭС.

5. На основе анализа влияния содержания различных компонентов на величину коэффициента восстановления проницаемости продуктивного пласта разработан и запатентован рациональный состав реагента НТЭС, обеспечивающий эффек-

ТИБНуЮ Iч™|р|МягяТ ищнмцт тям'пм и|мтц|яии 'УЧ^™-

носги скважин.

й. (Тштнпяд я Т рр^г.:. ии| ТТИ* Щ "¿"Ч^71" Ч' "Н||т

применения реялята^япиунда НТЭС.

7. Применение компяундд Н1УС в сочетании сршиииш шшкешршишй природы позволило повыть удельную про^кшвооь апижян вв 20 я также повысил» скорость бурения на. 15%.

8. Буровые растворы, обработанные реагентов НТЭС, подучила» шщгидще практическое применение. С их использованием пробурено более Г 00 сиажгог, а этп>-немичезеий зффект от внедрения только в 1991 году составил 390363 рублей в пенях 1984 года.

ОяшммимидайдиирМещй—ян

в следую щи работах:

1. Рекин А.С. Андресон Б А., Шарипов А.У. Применение буровых растя аров, содержащих реагент-компаунд на основе цегкиА таллсиых насел и креапшйорга-ничеосих соединений при заханчнзании скважин, в АООТ "Пурнефтегазгесдогия". Тезисы докладов научи о-цралгичео: ой конференции. Кошшаиное освоение нефтж-кых месторождений юга Западной Сибири", Тюмень, 1995г.-С.68-69.

2. Рекин С А., Авдресон Б АЛеньков А-ЩСошеяея ВН. Современное состояние проблемы качественного вскрытия продуктивных горизонтов. "Тезисы докладов научно-практической конференции. Комплексное освоение нефтяных месторождений юга Западной сибири", Тюндаь, 1995 г. - С.74.

3. Андресон Б А, Рекин А.С„Мурзагудсв ГР. Методика оценки инверсии смачиваемости водонефтесодшжаших пород при фильтрации гклрофобнзирующей среды ."Тезисы докладов научно-практичеосойконференции.Комплисное ссзоеяие месторождений юга Западней Сибири", Тюмень, 1995 г.- С.7б.

4. Расин A.C., Андрссон Б А. ,Мурз агулов ГГ. Исследование УЭС водона-сыщснчых кернов в процессе воздействия гидрофавизирующей феды. "Тезисы докладов научно-практической конференции. Комплексное освоение месторождений юга Западной Сибири", Тюмень, 1995 г.- С.78.

5. Расин A.C., Пшыеов АЛ., Андрссон БА.,Никитин Б .А. Комплекс инженерных решений по предотвращению загрязнения продуктивных пластов на стадии их первичного в скрытия ."Тезисы докладов научно-практической конференции. Кои плоссное освоение месторождений юга Западной Сибири", Тюмень, 1995 r.-C.S.

6. Патент России N 2046128 на изобретение "Способ обработки глинистого бурового раствора". Патентообладатели Андрссон БА.Расин A.C. Приоритет

17.06.92. Опубл. 20 .11.95, Бюл. N 29.