Ингибирование набухания глин достигается различными путями, но наиболее распространенным является уменьшение поверхностной гидратации за счет замены катиона обменного комплекса глин менее гидратирующимся. Причинами протекания катионного обмена являются такие процессы, как нарушение связей на краях алюмокремниевых групп и замещение.
Рис. 1. Тестер линейного набухания глины
Состав обменных катионов в значительной степени влияет на дисперсность глин и изменение коэффициента коллоидальности. Насыщение обменного комплекса Na+ приводит к самопроизвольному диспергированию глинистых частиц и увеличению содержания коллоидальной фракции с размером частиц менее 1 мкм.
В современной практике бурения часто используются экологически безопасные (IV класс опасности) органические ингибиторы нового поколения на основе аминов.
Достаточно хорошо исследовано влияние в основном неорганических катионов, а действие органических ингибиторов нового поколения на основе аминов на глины изучено недостаточно. Отсутствуют и сведения о комплексном влиянии органических и неорганических катионов.
Органический ингибитор набухания глин БИО ХХ действует по механизму замещения катиона Na+ на четвертичный атом азота.
Реагент может быть использован во всех типах буровых растворов на водной основе. При использовании не требует какого-либо дополнительного оборудования или специальных мер по обработке раствора и может быть добавлен как непосредственно в емкости при приготовлении раствора, так и через смесительную воронку. Рекомендуемая концентрация БИО ХХ в растворе – от 12 до 24 кг/м3. Оптимальный уровень рН раствора для обеспечения максимальной эффективности БИО ХХ – 8 – 9.
Лабораторные исследования реагента по влиянию на набухание глины (рис. 1) показывают высокий уровень ингибирования глинистых пород. При совместном использовании хлористого калия и органических ингибиторов наблюдается совместное усиливающее действие (рис. 2).
Рис. 2. Набухание глины с разными ингибиторами
В эксперименте использовался образец керна, отобранный при бурении скважины №253-Р, куста №253 Еты-Пуровского месторождения (Сортымская свита БП10-1, БП10-3).
По итогам экспериментов, полученные показатели влияния бурового раствора сведены в таблицу.
Восстановление нефтепроницаемости на 95,8% свидетельствует о низком загрязнении ПЗП при воздействии тестируемого бурового промывочного раствора, а следовательно, добавляемый ингибитор БИО ХХ приводит к снижению загрязнения нефтяного пласта.
Реагент прошел промышленные испытания, которые проводились при бурении бокового ствола скважины №1038 куста 104 Ново-Пурпейского месторождения в соответствии с «Программой промывки при бурении бокового горизонтального ствола на скв. №1038 куста 104 Ново-Пурпейского месторождения».
Информация по скважине
Эффективность работы реагента БИО ХХ оценивалась по изменению содержания коллоидной фазы в буровом растворе, оцениваемом тестом «МВТ».
В результате испытаний было отмечено:
Приготовленный ингибирующий буровой раствор для бурения боковых стволов на основе органического ингибитора БИО ХХ полностью соответствует предъявляемым к нему требованиям и прошел испытания.
Буровой раствор с органическим ингибитором БИО ХХ в составе показывает лучшую стабильность и устойчивость к наработке твердой фазы.
Табл. Влияние бурового раствора с органическим ингибитором на пласт
Примечание:
k1неф. – начальная нефтепроницаемость образца керна (с начальной остаточной водонасыщенностью);
k2кольм. – нефтепроницаемость образца керна сразу после воздействия бурового раствора;
β – восстановление нефтепроницаемости после воздействия бурового раствора по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия;
Lфильтр. – глубина проникновения фильтрата раствора (от стенки скважины) за 16 часов репрессии на пласт, рассчитанная для бурения долотом d=215,9 мм;
Ротрыва – давление инициации вызова притока нефти после воздействия бурового раствора.
k1неф. – начальная нефтепроницаемость образца керна (с начальной остаточной водонасыщенностью);
k2кольм. – нефтепроницаемость образца керна сразу после воздействия бурового раствора;
β – восстановление нефтепроницаемости после воздействия бурового раствора по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия;
Lфильтр. – глубина проникновения фильтрата раствора (от стенки скважины) за 16 часов репрессии на пласт, рассчитанная для бурения долотом d=215,9 мм;
Ротрыва – давление инициации вызова притока нефти после воздействия бурового раствора.
Рис. 3. Удаление фильтрационной корки при вызове притока нефти
Рис.4. Влияние бурового раствора на проницаемость по нефти призабойной зоны пласта
Рис. 5. Снижение наработки глины при добавлении ингибитора БИО ХХ
Механическое бурение проходило без «подвисания» бурильной колонны, все проводимые СПО – без посадок и затяжек. Также отмечено снижение объема бурового раствора, потребовавшегося для бурения интервала по сравнению с пробуренными ранее скважинами.
Помимо ингибирования глин и глинистых сланцев реагент помогает улучшить устойчивость стенок скважины, снизить вероятность образования сальников, улучшить эффективность работы оборудования по очистке раствора.
