Технология первичного вскрытия продуктивных горизонтов с использованием мультифазного бурового раствора

Для осуществления первичного вскрытия нефтеносных пластов скважин на месторождениях с ТРИЗ применяют МФБР или мультифазный буровой раствор необходим. Применение МФБР своего рода гарантия сохранение коллекторских параметров пласта и повышение продуктивности скважин.
Получены сведения, что при вскрытии нефтеносного пласта с промывкой обычным буровым веществом случается фильтрация частиц жесткой фазы в систему пор пласта, с образованием вокруг ствола вышеуказанной скважины зоны низко проницаемости. При всем этом характеристики проницаемости испытывают понижение в 2-10 раз, а размер вышеупомянутой зоны становится в районе 10 м.
Недочеты, соответствующие обычным буровым растворам, подобные как завышенная фильтрация и кольматация ПЗП фильтратом БР из-за высочайшего давления в системе скважины, при использовании МФБР смесей, исключаются полностью.
В отличие от используемых буровых смесей в МФБР формируется устойчивая воздушная (газовая) фаза, создающая в прискважинной зоне, так называемую, кольматационную оболочку в системах пор пласта.
Образованный таким образом во время бурения защитный слой -надежная преграда, которая предохраняет нефтяной пласт от проникания водянистой и жесткой фазы БР [71].
Область внедрения:
- коллектора с высочайшей глинистостью;
- пласты с относительно низкими коллекторскими качествами;
- пласты с ВВН;
- выработанные или истощенные залежи, НГКМ с низким давлением в системе пласта;
Таблица 1.6 - Тип и технологические параметры бурового раствора
Тип бурового Интервал
бурения, м Плот-
ность, Услов-
ная Показатель
Фильтрации Корка, мм Коэффи-циент
СНС,
ДПа рН
Реологические параметры Содер-жание
Cодержа-ние
раствора от (верх) до (низ) кг/м3 вяз-
кость,
c
по воронке Марша по API,
см3/30мин
трения (API) 10 сек 10
мин

пласти-ческая вязкость,
мПа х с динамическое напряжение сдвига, дПа ТФ,
%
песка,
%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Кондуктор
полимер-глинистый 0 300 1060-1180 80-120 10 до 1,5 0,3 25-35 35-60 8-9 10-12 120-145 9-25 2-3
пресный 300 500 1180-1200 90-140 10 до 1,0 0,2 30-40 45-65 8-9 12-14 120-145 25-27 до 2
Промежуточная колонна
хлоркалиевый-полимерный с BAROTROL PLUS 500
1200 1060-1080 35-40 10 1,0
0,3 25-35 40-50
8-9
10-12
90-100
6 до 1
1200 1350 1080-1100 40-55 8 1,0 0,2 30-40 50-65 8-9
12-15 100-120 6 до 1
Эксплуатационная колонна
-4445010384460хлоркалиевый-полимерный с BAROTROL PLUS 1350 2800 / 2925 1040-1150 35-40 6 1,0
0,30 25-30 30-50 8-9
10 - 12
80-90
5 1
2800 / 2925 3200 / 3325 1150-1210 40-45 6 1,0 0,2 30-40 50-60 8-9 12-13 90-100 5 1
Продолжение таблицы 1.6
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
3200/ 3325 3590 / 3715 1210 45-50 5 1,0 0,2 35-45 до 70 8-9 12 – 15 100-120 5 1
Хвостовик
хлоркалиевый-утяжеленный с карбонатным кольматантом 3590/ 3715 3770 / 3895 1740-1750 50-60 2 – 4 0,5 0,2 50-60 80-90 8-9 20-35 90-120 3 1
Таблица 1.7 - Рецептура обработки и потребность в компонентах бурового раствора
Интервал бурения, м/объем раствора, м3 Наименование химреагентов
и материалов Цель применения реагента
1 2 3
Кондуктор
0-500/190 Бентонитовый глинопорошок
Сода кальцинированная Повышение выхода глинистого раствора
РАС-R
Полианионная целлюлоза
высокой вязкости Регулирование вязкости и показателя фильтрации
Наполнители BAROFIBRE, NUTPLUG Кольматирующие добавки для профилактики фильтрационных потерь бурового раствора
Промежуточная колонна
500-1350/330
Сода кальцинированная Нейтрализация ионов кальция при разбуривании цемента
РАС-L
Полианионная целлюлоза низкой вязкости Регулирование показателя фильтрации
PAC-R
Полианионная целлюлоза низкой вязкости Регулирование вязкости
DEXTRID E Модифицированный крахмал Регулирование вязкости и показателя фильтрации
BARAZAN D Биополимер Структурообразователь
Хлорид калия Ингибитор гидратации глин
BAROTROL Plus Сульфированный асфальтен Ингибитор гидратации глин, смазывающая добавка
Глютеральдегид (24 %-раствор) Бактерицид Предотвращение бактериального разложения биополимера и крахмального реагента
CONDET E Поверхностно-активное вещество Предупреждение сальникообразования
Наполнители BAROFIBRE, NUTPLUG
Волокнистая целлюлоза, дробленная ореховая скорлупа Ограничение фильтрационных потерь бурового раствора
Барит Увеличение плотности раствора
Эксплуатационная колонна
1350-3590/310
(1350-3715)/327 Сода кальцинированная Нейтрализация ионов Са++ при разбуривании цемента
Хлорид калия Ингибитор гидратации глин
BARAZAN D Биополимер Структурообразователь
PAC-L Полианионная целлюлоза низкой вязкости Регулирование показателя фильтрации
DEXTRID E
Модифицированный крахмал Регулирование показателя фильтрации
Каустическая сода Регулятор щёлочности
STEEL SEAL
Смазывающая добавка на основе графита Профилактика прихватов обсадной колонны
Наполнители
BAROFIBRE, NUTPLUG
Волокнистая целлюлоза, дробленная ореховая скорлупа
Предотвращение потерь бурового раствора в высокопроницаемых пластах
BAROTROL Plus
Сульфированный асфальтен Ингибитор гидратации глин, смазывающая добавка
SOTRO-145 Пеногаситель на основе силиконов Предупреждение и ликвидация пенообразования
Барит Повышение плотности бурового раствора
Хвостовик
3590-3770/300
(3715-3895)/300 Сода кальцинированная Нейтрализация ионов Са++ при разбуривании цемента
KCl
Хлорид калия Ингибитор гидратации глин
BARAZAN D
Биополимер Регулирование вязкости и показателя фильтрации
DEXTRID E
Модифицированный крахмал Регулирование фильтрационных свойств
PAC-L Полианионная целлюлоза низкой вязкости Снижение липкости глинистой корки
Каустическая сода Регулятор щёлочности
Глютаральдегид (24 %-раствор) Бактерицид Предотвращение биоразложения крахмала и биополимера
Барит Утяжеление бурового раствора
SOTRO-145 Пеногаситель Предупреждение и ликвидация пенообразования
CaCО3, мелкосортный
Наполнитель кольматант для блокирования пор пласта
СаСО3, среднесортный Наполнитель кольматант для блокирования пор пласта
TORQ-TRIM II
Смазывающий реагент Снижение липкости фильтрационной корки