Рис. 1. Керамический диск производства OFITE 0,4 Дарси 3 мкм
При разработке буровых промывочных жидкостей, предназначенных для вскрытия продуктивных пластов, одной из основных задач разработчика является минимизация проникновения фильтрата и твердых частиц в поры пласта. Для решения данной задачи в компонентный состав буровых промывочных жидкостей вводят различные понизители фильтрации и кольматанты.
Разрабатывая рецептуру бурового раствора на основе инвертной эмульсии в Испытательной лаборатории буровых растворов (ИЛБР) ООО НПП «БУРИНТЕХ», столкнулись с проблемой выбора понизителя фильтрации, оказывающего наименьшее негативное воздействие на продуктивный пласт. Для решения этой проблемы была разработана методика, позволяющая оценить влияние различных добавок на фильтрационные свойства раствора и их загрязняющую способность по степени восстановления проницаемости пористой среды после воздействия на нее раствором.
Рис. 2. Тестер проницаемости тампонирующего раствора производства OFITE (PPT – Permeability Plugging Tester)
- определение начальной проницаемости пористой среды (К1) по керосину;
- фильтрование через пористую среду бурового раствора при температуре 80°С и перепаде давления 500 psi (≈35 атм) в течение 60 минут с фиксированием объема получаемого фильтрата;
- определение проницаемости пористой среды после воздействия раствором (К2) по керосину;
- расчет степени восстановления проницаемости β = 100 · K2/K1, %
В проведенных испытаниях в качестве фильтрационной (пористой) среды выступали керамические диски 0,4 Дарси (рис. 1), соответствующие, по данным [1], пласту с проницаемостью 50 – 100 мД. Диски перед испытанием насыщались раствором дистиллированной воды с 20 г/л NaCl.
В качестве базового раствора применялся буровой инвертно-эмульсионный раствор с водо-нефтяным соотношением 60/40 и активностью водной фазы 0,65. Испытание проводилось на тестере проницаемости тампонирующего раствора (рис. 2). Порядок работы с данным оборудованием описан в методике API RP 13I и др.
В качестве понизителей фильтрации для исследований были выбраны реагенты, ранее применяющиеся в качестве различных добавок к буровым растворам на водной основе. Это битум БН 90/10, полимерный реагент на основе модифицированного талового пека и лигнита, реагент на основе феррохромлигносульфоната, углещелочной реагент, органический разжижитель и дефлокулянт (сульфометилированный таннин), модифицированный лигнит и реагент на основе модифицированных асфальтенов. Способность выбранных понизителей фильтрации растворяться в углеводородах (керосине) представлена в табл. 1.
Табл. 1. Растворимость понизителей фильтрации в керосине
Рис. 3. Результаты фильтрации эмульсии через керамический диск и определения восстановления проницаемости
ПФ-1 – битум БН 90/10, ПФ 2 – полимерный реагент на основе модифицированного талового пека и лигнита, ПФ 3 – реагент на основе феррохромлигносульфоната, ПФ 4 – углещелочной реагент, ПФ 5 – реагент на основе сульфометилированного таннина, ПФ 6 – модифицированный лигнит, ПФ 7 – реагент на основе модифицированных асфальтенов
ПФ-1 – битум БН 90/10, ПФ 2 – полимерный реагент на основе модифицированного талового пека и лигнита, ПФ 3 – реагент на основе феррохромлигносульфоната, ПФ 4 – углещелочной реагент, ПФ 5 – реагент на основе сульфометилированного таннина, ПФ 6 – модифицированный лигнит, ПФ 7 – реагент на основе модифицированных асфальтенов
Столь низкое восстановление проницаемости по керосину после воздействия инвертной эмульсией, скорее всего, объясняется гидрофобизацией изначально гидрофильной пористой среды. По мере увеличения гидрофобности поверхности величина относительной проницаемости для нефти (углеводородов) уменьшается, а для воды увеличивается [2]. Следует отметить, что в наибольшей степени на снижение проницаемости влияют понизители фильтрации, не растворяющиеся в керосине; вероятно, это вызвано закупориванием пор и отсутствием способности керосина вымывать эти добавки при обратной фильтрации.
Для снижения загрязнения пористой среды в базовый раствор ввели кольматант (карбонат кальция) в концентрации 60 кг/м3. Результаты фильтрации базового раствора с добавлением кольматанта и без него, а также определение степени восстановления проницаемости приведены на рис. 4.
Рис. 4. Результаты фильтрации эмульсии через керамический диск и определения восстановления проницаемости
Понизители фильтрации, показавшие наилучшие результаты (меньшее загрязнение) в испытаниях с эмульсией без твердой фазы, были введены в состав испытываемого раствора с карбонатом кальция.
Результаты испытаний по определению восстановления проницаемости керамических дисков после воздействия инвертной эмульсией с карбонатом кальция и различными добавками, а также с добавлением 3% органобентонита представлены на рис. 5.
Рис. 5. Результаты фильтрации эмульсии через керамический диск и определения восстановления проницаемости
ПФ-1 – битум БН 90/10, ПФ 2 – полимерный реагент на основе модифицированного талового пека и лигнита, ПФ 7 – реагент на основе модифицированных асфальтенов, ПФ 8 – органобентонит
ПФ-1 – битум БН 90/10, ПФ 2 – полимерный реагент на основе модифицированного талового пека и лигнита, ПФ 7 – реагент на основе модифицированных асфальтенов, ПФ 8 – органобентонит
В случае применения понизителей фильтрации в составе базового эмульсионного раствора с твердой фазой резкого снижения восстановления проницаемости не наблюдается. Эмульсионные растворы с добавлением реагента на основе модифицированных асфальтенов (ПФ 7) и битума БН 90/10 (ПФ 1) показали увеличение степени восстановления проницаемости относительно базового раствора с твердой фазой. Полимерный реагент на основе модифицированного талового пека и лигнита (ПФ-2) и органобентонит (ПФ-8) также не оказали значительного влияния на снижение проницаемости керамического диска.
При использовании в составе эмульсионного бурового раствора понизителя фильтрации в сочетании с фракционным карбонатом кальция снижается проницаемость фильтрационной корки (кольматационного экрана). По всей видимости, понизитель фильтрации закупоривает поры, образуемые при формировании фильтрационной корки карбонатом кальция, тем самым снижая ее проницаемость. Необходимо отметить, что фракционный состав карбоната кальция оказывает большое влияние на проницаемость фильтрационной корки [3], а следовательно, и на показатели фильтрации бурового раствора (объем мгновенной фильтрации, скорость фильтрации и общий объем фильтрата).
Выводы
Включение в состав бурового инвертно-эмульсионного раствора карбоната кальция способствует снижению показателя фильтрации и увеличению степени восстановления проницаемости пористой среды.Добавление понизителей фильтрации в инвертно-эмульсионный раствор с карбонатом кальция приводит к снижению проницаемости фильтрационной корки и вследствие этого снижает степень загрязнения пористой среды (продуктивного горизонта).
Понизители фильтрации, растворяющиеся или частично растворяющиеся в углеводородах (керосине), в отличие от нерастворимых, более эффективно снижают фильтрацию и меньше загрязняют пласт.
Органобентонит в составе инвертной эмульсии снижает фильтрацию на уровне с битумом БН 90/10 и при этом не оказывает значительного влияния на снижение проницаемости пористой среды.
Данные исследования показали, что неправильный подбор понизителей фильтрации приводит к необратимому ухудшению фильтрационных свойств пористой среды даже при использовании растворов на основе инвертной эмульсии.
