Новые термостойкие ПАВ для повышения качества вскрытия продуктивных пластов

В настоящее время используются два существенно различных технологических решения качественного первичного вскрытия и, соответственно, сохранности коллекторских свойств пласта.
1. Технология, основанная на придании буровому раствору и его фильтрату таких свойств, которые бы обеспечивали легкое и полное удаление проникшего фильтрата из пласта, минимально изменяя его физико-химические характеристики, тем самым обеспечивая восстановление его первоначальной проницаемости
Очевидно, что фильтрат такого бурового раствора должен обладать сильным ингибирующим действием, чтобы исключить гидратацию и диспергирование глинистых пород пласта, обеспечивать хорошую неф­тесмачиваемость пород коллектора, а также иметь низкое межфазное натяжение на границе с гидрофобной фазой и не образовывать осадки при контакте с пластовыми водами и породами.
2. Технологии, исключающие проникновение компонентов бурового раствора (фильтрата и твердой фазы) в пласт.
Это технологии бурения на депрессии или равновесии, либо минимальной репрессии с использованием нефильтрующихся буровых растворов без твердой фазы или растворов с поверхностно-кольматирующей водо- или кислотора­створимой твердой фазой [1 – 5].

Несмотря на высокие издержки, связанные с необходимостью использования при этом дорогостоящего оборудования, например, для герметизации устья, а также специальных промывочных жидкостей, как правило, на основе биополимеров, такое направление в настоящее время широко используется зарубежными фирмами [2]. Применяемые буровые растворы без твердой фазы, но с высоковязким и тиксотропным фильтратом, практически не фильтруются в пласт (даже при репрессии до 2 МПа).
Здесь рассмотрим, в частности, варианты модификации гидрофильной природы фильтрата водного бурового раствора, осуществляемой за счет ввода ПАВ-гидрофобизаторов, обеспечивающих повышение смачиваемости поровых каналов углеводородной фазой, а также минимизацию межфазных взаимодействий на ее границе с фильтратом. В нашем случае рассмотрены новые композиции ПАВ, обеспечивающие существенное снижение межфазного натяжения водных фильтратов при повышенных температурах.
Определение межфазного натяжения осуществлялось по методу вращающейся капли на Тензиометре SITE100. В качестве углеводородной фазы использовали гептан.
Сравнительные данные по исследованию ПАВ на основе полигликолей в воде приведены в табл. 2.
Адсорбционная активность реагентов (табл. 1) в нормальных условиях была проверена при вводе одинакового количества реагентов в полимерглинистый раствор.
Изучение гидрофобизирующих свойств различных технологических жидкостей, используемых при вскрытии продуктивных пластов, проводилось по методике, сущность которой заключается в определении скорости фильтрации фиксированного объема жидкости через слой кварцевого песка (как аналога терригенных пород) или мраморной крошки (как аналога карбонатных пород) при нормальных условиях [6 – 10].
Кварцевый песок (мраморную крошку) просеивали через сито с диаметром ячеек 0,9 мм и промывали кипяченой водой от глинистых частей. Кварцевый песок для удаления соединений железа дополнительно обрабатывали 10 %-ным раствором соляной кислоты, затем раствором соды до нейтральной реакции, после чего промывали дистиллированной водой и просушивали при температуре 105 – 120 0С.
Подготовленный таким образом образец искусственного насыпного керна помещали в воронку с уплотнением и определяли поровый объем, заливая по 250 мл исследуемой жидкости. По разнице объемов залитой и вытекающей жидкости судили о поровом объеме керна.
Для определения скорости фильтрации жидкости в воронку заливали два поровых ее объема, поддерживая уровень в течение одной минуты не менее 0,02 м выше уровня исследуемой породы. После истечения 25 – 50 мл жидкости в мерный стакан под воронкой фиксировали время начала установившейся фильтрации. Затем рассчитывали скорость фильтрации воды и керосина после обработки гидрофобизирующей жидкостью.

Результаты измерения скорости фильтрации воды и керосина через насыпные песчаный и карбонатный керны приведены в табл. 2. Очевидно, что при сравнимых величинах гидрофобизирующей способности, замерянной в нормальных условиях, при повышении температуры таковая существенно изменяется, что подтверждается исследованиями на керновом материале Хоседаюсского месторождения.
Уровень концентрации 0,3 % ПАВ в фильтрате бурового раствора обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе «углеводород-фильтрат» до величин 3 – 21 мН/м, что, наряду с гидрофобизацией поверхности коллектора, обеспечивает весьма низкую величину капиллярного давления.
В карбонатных коллекторах, за счет их большего сродства к углеводородам, дополнительная гидрофилизация обеспечивается фильтратами, содержащими полимерные реагенты, соответственно, обводненность кратно больше влияет на изменение свойств («загрязнение») такого коллектора. В табл. 3 приведены данные по фильтрации воды и керосина после воздействия на модель пласта фильтрата полимерного раствора.
В качестве гидрофобизирующих жидкостей исследовались рассолы КСl, NaCl, СаCl2 плотностью 1,10 г/см³ с добавлением поверхностно-активных веществ: композиций гликолей 1Б и 2В, в сравнении с суперконцентратом полиэфирным (СК-П) [9] (табл. 3). Такие характеристики ПАВ чрезвычайно важны для оценки их работоспособности в различных условиях, и минерализация технологических жидкостей в этом случае – одно из важнейших.
Оценка работоспособности реагентов проводилась с использованием реальных утяжеленных буровых растворов. (табл. 4)
Низкие величины межфазных натяжений, а также очевидные гидрофобизирующие свойства растворов исследуемых ПАВ позволяют рекомендовать их в качестве добавок к композициям как первичного, так и вторичного вскрытия продуктивных пластов, причем составы 1Б и 2В позволяют существенно повысить диапазон температурной работоспособности, что важно для глубоких скважин.