КОМПЛЕКСНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ НА ОБЪЕКТАХ ООО «БАШНЕФТЬ-ДОБЫЧА»

INTEGRATED STUDIES OF THE PHYSICO-CHEMICAL PROPERTIES OF DRILLING FLUIDS FOR PRIMARY OPENING AT BASHNEFT-DOBYCHA LLC FACILITIES

O.I. VALIEVA1, L.P. KOMKOVA1, I.I. ZAINULLIN1, F.K. MINGALISHEV1, R.R. ZAGIROV1, A.V. RAKHIMOVA1, I.B. DAVLETBERDINA1, A.K. MAKATROV1, A.A. GORBUNOVA2
1RN-BashNIPIneft LLC, Ufa, 450006, Republic of Bashkortostan, Russian Federation
2Bashneft-Dobycha LLC, Ufa, 450052, Republic of Bashkortostan, Russian Federation

При строительстве скважин на объектах ООО «Башнефть-Добыча» периодически возникают проблемы, связанные с невыполнением планового пускового дебита.

Для урегулирования данной проблемы могут быть разные решения, и одним из таких вариантов является применение технологических жидкостей: буровые растворы (БР), брейкерные системы, кислотные составы (КС), которые бы позволяли минимизировать негативное влияние на коллекторские свойства пласта.

В работе представлены результаты комплексных лабораторных экспериментов по гидродинамическому моделированию процессов воздействия на продуктивный пласт с использованием программно-измерительного комплекса, позволяющего проводить исследования с применением термобарических условий изучаемых пластов и агрессивных сред (кислотных составов).

Проведенные исследования технологических жидкостей позволили разработать определенные требования по типам, технологии применения и технологическим параметрам промывочной жидкости.

During the construction of wells at the facilities of OOO Bashneft-Dobycha, problems arise from time to time related to the failure to meet the planned start-up flow rate.
To resolve this problem, there may be different solutions, and one of these options is the use of process fluids: drilling fluids (BR), breaker systems, acid compositions (CS), which would minimize the negative impact on the reservoir properties of the formation.
The paper presents the results of complex laboratory experiments on hydrodynamic modeling of the processes of impact on a productive formation using a software-measuring complex that makes it possible to conduct studies using thermobaric conditions of the studied formations and aggressive media (acid compositions).
The conducted studies of process fluids made it possible to develop certain requirements for the types, application technology and technological parameters of the flushing fluid.

Многолетний опыт бурения на объектах ООО «Башнефть-Добыча» позволил накопить немалый объем информации по влиянию различных факторов на процесс бурения и первичное вскрытие продуктивного пласта: состояние продуктивных пластов, действие перепада давления между стволом скважины и проницаемой породой, многокомпонентный состав и физико-химические свойства промывочных жидкостей, технологии проведения работ в скважине, осложнения, возникающие в процессе бурения и т.д. [1]. Однако стоит отметить, что в некоторых случаях строительство скважин на объектах ООО «Башнефть-Добыча» характеризуется невыполнением планового пускового дебита [2, 3]. Одним из решений данной проблемы является применение технологических жидкостей, таких как буровые растворы (БР), брейкерные системы [4], кислотные составы (КС) с правильно подобранными параметрами и корректно разработанными технологиями применения, позволяющими, если не исключить, то минимизировать негативное влияние на коллекторские свойства пласта [5].
В работе описаны комплексные исследования физико-химических свойств технологических жидкостей, применяемых для вскрытия продуктивного пласта месторождений ООО «Башнефть-Добыча».
В качестве объектов испытаний применяли образцы кернового материала с терригенных коллекторов: Туймазинского месторождения – бобриковский горизонт, Сергеевского месторождения – пашийский+ардатовский горизонт, и пашийский горизонт Белебеевского месторождения.
В качестве объектов исследования были выбраны буровые растворы на водной и углеводородной основах различной плотности: 1,24 г/см³ – для Туймазинского месторождения, 0,92 г/см³ для объектов Белебеевского месторождения, 0,96 г/см³ – для Сергеевского месторождения. Низкие плотности растворов связаны с низким пластовым давлением продуктивных горизонтов, из-за длительной эксплуатации коэффициент аномальности характеризуется значением менее 1,12 % р-р ингибированной соляной кислоты, ее применяли в качестве жидкости стимуляции. Брейкерные системы были предложены сервисными компаниями для соответствующих буровых растворов.
Ниже приведены критерии, согласно которых проводили отбор промывочных жидкостей:
1. Отбор буровых растворов с учетом горно-геологических условий. Приготовление и определение технологических параметров (до и после термостатирования при перемешивании в течение 16 часов при Т=40 °С) проб буровых растворов согласно [6].
2. При проникновении фильтрата раствора в пласт не должны происходить процессы, связанные с образованием нерастворимых осадков. Проводили исследования на совместимость пластовой воды с модельными фильтратами промывочных жидкостей в соотношениях 1:3, 2:2, 3:1 при термостатировании. Рассчитано количество взвешенных частиц (КВЧ) в исследуемых системах. Данный показатель был получен в незначительных количествах и изменялся в пределах 0,005-0,189 г/л.
3. Повышенные значения поверхностного натяжения, возникающее на границе раздела фаз фильтрат бурового раствора–нефть, отрицательно сказываются на качество первичного вскрытия. Проведены измерения значений межфазного натяжения растворов, растворимых в водной среде реагентов, для приготовления буровых растворов применением тензиометра KRUSS EasyDune K20 методом кольца дью Нуи. Получены следующие результаты:
– повышенные значения рН фильтрата БР способствуют уменьшению межфазного натяжения;
– увеличение концентрации солей в фильтрате БР, а именно хлористого калия, приводит к повышению межфазного натяжения на границе раздела фаз керосин – фильтрат БР;
– все исследованные водорастворимые технологические добавки БР (ингибиторы гидратации глин, регуляторы водоотдачи, смазочные добавки, бактерициды и пеногасители) понижают межфазное натяжение на границе раздела фаз керосин–фильтрат БР. Максимальным снижением данной величины характеризуются растворы пеногасителей и смазочных добавок;
– влияние многокомпонентных модельных фильтратов БР на показания межфазного натяжения характеризуются синергетическим эффектом.
4. Сужение поровых каналов коллектора, в первую очередь, связано с твердой фазой бурового раствора. Максимальное отрицательное влияние зоны кольматации отмечается в скважинах с открытым забоем. Для качественного вскрытия ПЗП необходимо, чтобы твердая фаза бурового раствора полностью растворялась. Поэтому исследованы компоненты твердой фазы БР на кислоторастворимость. В качестве жидкости стимуляции использовали кислотный состав с 12 %-ным содержанием соляной кислоты в условиях 8-кратного избытка. По результатам проведенных исследований кислоторастворимость твердой фазы буровых растворов составляет 91,3–97,9 %. Повышенное количество нерастворимого осадка получено для инвертно-эмульсионных растворов, что связано со свойствами органобентонита, применяемого в качестве обязательного компонента в составе углеводородных составов.
5. Основное требование по показателю фильтрации промывочных жидкостей в пластовых условиях – минимальное значение. Данное требование было выполнено использованием современных эффективных реагентов-понизителей фильтрации.
По результатам описанных выше исследований были предложены 28 промывочных жидкостей с целью дальнейших испытаний по влиянию на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) горной породы.
Следующий блок испытаний был связан с проведением фильтрационных испытаний с целью определения коэффициента восстановления проницаемости по нефти после последовательного воздействия технологических жидкостей на керновый материал. Данные исследования позволили оценить степень загрязнения керновых образцов после динамического и статического воздействий бурового раствора, степень образования фильтрационной корки, определить давление ее отрыва, а также возможность снятия негативного воздействия закаченных технологических жидкостей путем обработки брейкерными и кислотным составами. Отметим, что имитацию кислотной обработки проводили двумя способами: путем смыва корки бурового раствора и методом воздействия кислотного состава от ствола скважины к пласту.
Фильтрационные эксперименты по гидродинамическому моделированию процессов воздействия на продуктивный пласт осуществляли с использованием программно-измерительного комплекса, позволяющего проводить эксперименты с применением агрессивных сред (кислотных составов) и термобарических условий изучаемых пластов. Гидравлическая схема установки представлена на рис. 1. Установка адаптирована под закачку и фильтрацию реагентов в прямом и обратном направлениях.
Все проведенные испытания, по оценке ФЕС, исследуемых керновых образцов проводили в соответствии с разработанной методикой [7].
Результаты фильтрационных исследований показаны в виде диаграмм на рис. 2–4. Представленные данные сформированы по районам месторождений.
Проведенные исследования технологических жидкостей позволили получить следующие результаты:
1. Наименьшее негативное влияние на коллекторские свойства пласта оказывают растворы на углеводородной основе в качестве дисперсионной среды [8].

Проведенный анализ результатов применения и лабораторных испытаний различных типов БР позволил разработать конкретные требования к типу, составу и технологическим параметрам промывочной жидкости. На основании анализа исследований показано, что при выборе жидкости для первичного вскрытия однозначно требуется индивидуальный подход к каждой конкретной скважине, учитывая гидрофобно–гидрофильный характер коллектора. При бурении терригенных коллекторов особое внимание следует уделять не только правильно подобранному составу применяемых технологических жидкостей, но и технологиям проведения солянокислотных обработок.

2. В большинстве случаев процесс моделирования кислотной обработки методом воздействия кислотного состава от ствола скважины к пласту показал отрицательное влияние на проницаемость призабойной зоны пласта, характеризуясь снижением фазовой проницаемости по нефти в среднем на 15–35 %.
3. Имитация смыва фильтрационной корки вдоль торца применяемых керновых образов показала наилучшие результаты при подборе технологии проведения кислотных обработок, а именно – с применением солянокислотных ванн при обработке призабойной зоны пласта.
Таким образом, проведенный анализ результатов применения и лабораторных испытаний различных типов БР позволил разработать конкретные требования к типу, составу и технологическим параметрам промывочной жидкости. На основании анализа исследований показано, что при выборе жидкости для первичного вскрытия однозначно требуется индивидуальный подход к каждой конкретной скважине, учитывая гидрофобно-гидрофильный характер коллектора. При бурении терригенных коллекторов особое внимание следует уделять не только правильно подобранному составу применяемых технологических жидкостей, но и технологиям проведения солянокислотных обработок.

Комментарии посетителей сайта