ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НЕФТЕРАСТВОРИМОГО КОЛЬМАТАНТА КАК МЕТОД СНИЖЕНИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

THE USE OF OIL-SOLUBLE COLMATANT AS A METHOD OF REDUCING THE IMPACT ON THE BOTTOM-HOLE ZONE OF THE RESERVOIR

Shamil Iskanderov

student, Department of Oil and Gas Drilling, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

В настоящее время, наиболее актуальной трудностью является долгосрочная эксплуатация старых месторождений, которая приводит к снижению пластовых давлений и, следовательно, коэффициента аномальности. При таких условиях, бурение традиционным способом, в частности скважин с горизонтальными окончаниями, приводит к осложнениям, связанным с поглощениями бурового раствора и потерей стабильности стенок скважины. Решить данные проблемы возможно, в частности, посредством применения кольматантов, которые бы позволили снизить потери как бурового раствора, так и его фильтрата. В связи с этим необходим поиск потенциального решения, обеспечивающего минимизацию вышеописанных рисков и повышение качества строительства скважин в целом.

ABSTRACT

One of the current technological challenges of modern drilling is the reduction of reservoir energy in mature fields, leading to a decrease in the coefficient of reservoir pressure anomaly. Drilling horizontal sections in a productive reservoir using traditional solutions in the field of drilling fluids in these technical conditions leads to an increase in the risks of complications associated with mutually exclusive requirements for the drilling fluid system. These requirements generally amount to the following: to ensure effective coloration of the borehole walls and a minimum amount of repression on the reservoir. In this regard, it is necessary to search for a potential solution that minimizes the risks described above and improves the quality of well construction in general.

Ключевые слова: нефтерастворимый кольматант, АНПД, поглощение, ликвидация, осложнение.

Keywords: oil-soluble colmatant, ANPD, absorption, elimination, complication.

Вскрытие толщи целевого пласта при применении некачественного, с высокими показателями фильтрации, раствора может оказать критическое воздействие на призабойную зону пласта и привести к существенному снижению энергетической эффективности залежи, а, следовательно, к экономическим потерям.

Всё это происходит по причине применения бурового раствора с несоответствующими целям параметрами, приводящими к повышению скин-фактора целевого пласта, что по итогу приводит к необходимости проведения дополнительных мероприятий по вызову притока в скважину, повышению стоимости освоения, и даже в этом случае не удается добиться существенного эффекта. Поэтому множеством ученых проводятся исследования по поиску методов снижения воздействия на пласт при бурении.

Так, по различным исследованиям, снижение возможного дебита после применения раствора с неподходящим для целей “щадящего” воздействия при вскрытии толщи продуктивного пласта свойствами может составить вплоть до восьмидесяти процентов.

Снижаются фильтрационные свойства призабойной зоны пласта посредством следующих негативных эффектов:

1) внедрение в поры и трещины пласта твердой фазы бурового раствора;

2) закупорка пространства после воздействия на глинистые породы со стороны фильтрата раствора;

3) взаимодействие полимеров бурового раствора, которое приводит к образованию непроницаемых гелей или солей;

4) создание водонефтяной эмульсии с устойчивой химической связью.

Для уменьшения воздействия на призабойную зону необходимо соблюдение следующих условий:

- буровой раствор должен быть способен образовать непроницаемую корку, которая бы не позволяла проникать в пласт как твердой фазе, так и фильтрату;

- состав раствора должен позволить ликвидировать последствия его воздействия в процессах освоения, причём в короткие сроки (порядка нескольких часов);

- твердая фаза должна в большей или меньшей степени быть способна раствориться в жидкости, применяемой при освоении (чаще всего – кислота) для очистки каналов и создания гидравлической связи продуктивный пласт-скважина;

- состав твердой фазы раствора должен обеспечить минимальное воздействие и ущерб со стороны буровой жидкости, возникающий при его проникновении, для чего необходимы её высокие кольматирующие свойства.

В данной статье проведен анализ, целью которого является изучение свойств нефтерастворимых кольматантов и оценка применимости их в системах буровых растворов, применяемых при строительстве скважин месторождений Западной Сибири.

Кольматант, растворимый в углеводородной среде, характеризуется низкой плотностью, применение которого может позволить достичь следующих эффектов:

▪ сохранение или уменьшение плотности при его добавлении в состав;

▪ забитие пор и трещин (кольматация) скважины посредством расширения относительно начального состояния за счёт теплового расширения кольматанта;

▪ уменьшение фильтратоотдачи;

▪ повышение стабильности стенок скважины;

▪ рост качества вскрытия пласта в процессе бурения за счёт уменьшения степени безвозвратного кольматирования и роста эффективности от воздействия на пласт в процессе освоения скважины.

В рамках анализа проводились такие исследования, как:

1. Оценка агрегатного состояния суспензии и растворимости реагента при нагревании до температуры кипения в водной и углеводородной среде. Оценка результатов воздействия кислотного и щелочного загрязнения путем смешивания реагента с соляной кислотой и каустической содой с последующим нагреванием.

Тестирование растворимости и агрегатного состояния нефтерастворимого кольматанта проводили на магнитных мешалках. Проверяли растворимость в воде и дизельном топливе при нагревании и при комнатной температуре. Выявлено, что при нахождении в водной среде растворимость кольматанта практически нулевая, при нагреве кольматанта нагревается, а при охлаждении принимает первоначальное пластичное состояние. Изменение агрегатного состояния происходит при семидесяти градусов по Цельсию. Длительность полного растворения при внутрискважинной температуре, равной восьмидесяти градусам по Цельсию, составило порядка восьмидесяти минут.

2. Оценка влияния реагента на основные параметры бурового раствора

2.1. Замер плотности, реологических и фильтрационных характеристик биополимерного бурового раствора до и после ввода реагента.

Проведено сравнение свойств базового биополимерного бурового раствора с образцом аналогичного раствора, обработанного нефтерастворимым кольматантом. Выявлено снижение водоотдачи при 80°С с 13,2 до 6 мл, при этом добавление реагента не оказывало существенного влияния на реологические показатели системы бурового раствора.

2.2. Оценка кольматирующих свойств реагента и свойств фильтрационной корки путем замера фильтрации HPHT на фильтровальной бумаге и керамическом диске при температурах 65 и 80°С (ниже и выше температуры размягчения).

3. Оценка вероятности сепарирования реагента на оборудовании очистки (декантерной центрифуге и гидроциклонах) - гравитационное сепарирование на лабораторной центрифуге.

После центрифугирования наблюдается незначительный объем осадка нефтерастворимого кольматанта, не смешанного с карбонатом кальция, что говорит о различии скоростей гравитационного осаждения.

4. Оценка влияния на изменение коэффициента трения.

Исследование производилась по методике, применяемой для оценки эффективности смазывающих добавок на приборе OFFITE LUBRICITY TESTER.

Базовым раствором является 4% бентонитовая суспензия, в качестве модификатора трения использован нефтерастворимый кольматант в рабочей концентрации 50 кг/м³. Было определено снижение коэффициента трения, которое составило 19%.

В результате проведенных испытаний было установлено:

1. Реагент обладает свойством термоплатичности - размягчается при определенной, целенаправленно заданной в процессе синтеза температуре. При снижении температуры возвращается в первоначальное твердое состояние.

2. Реагент не вступает в реакции с соляной кислотой и гидроксидом кальция (цемент).

3. Реагент полностью растворим в углеводородных средах, при повышении температуры скорость растворения значительно увеличивается.

4. Добавка реагента в буровой раствор не приводит к изменению реологических характеристик, при этом снижает фильтрацию API, значительно снижает фильтрацию в условиях высоких температур и давлений на бумажном фильтре и керамическом диске.

5. Ввод реагента приводит к снижению коэффициента трения, соответственно реагент обладает выраженными смазывающими свойствами.

Список литературы:

1. Эффективный нефтерастворимый кольматант / А. В. Головашкин, В. И. Ноздря, О. И. Яровенко, М. Е. Смирнов // Нефть. Газ. Новации. – 2023. – № 10(275). – С. 38-40.
2. Отечественные реагенты нового поколения // Нефть. Газ. Новации. – 2023. – № 7(272). – С. 66-67.
3. Мынзул, М. А. Использование кольматантов для снижения проницаемости коллектора / М. А. Мынзул // Севергеоэкотех-2013 : материалы ХIV международной молодежной научной конференции: в 5-ти частях, Ухта, 20–22 марта 2013 года. Том Часть II. – Ухта: УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ, 2013. – С. 40-44.