Химическая обработка буровых растворов для вскрытия пласта ПК Ямбургского месторождения

С учетом предотвращения специфических осложнений ниже приводятся типовые составы буровых растворов и технологические особенности химической обработки по интервалам бурения скважин на Ямбургском месторождении.

Буровой раствор согласно СТП 39-21-001-2007 (раствор № 1).  

Перед забуриванием под эксплуатационную колонну производится разбуривание цементного стакана кондуктора.

Для нейтрализации катионов кальция техническая вода обрабатывается кальцинированной содой в количестве 0,1-0,2 %.

В зависимости от пластового давления используется рецептура бурового раствора на основе порошкообразного акрилового полимера (ПАП) или высокомолекулярных соединений эфиров целлюлозы (КМЦ, сульфацелл). Рецептура на основе порошкообразного акрилового полимера позволяет снизить наработку твердой фазы и ограничить плотность промывочной жидкости для вскрытия эксплуатируемых продуктивных горизонтов.

Рецептура на основе КМЦ (сульфацелл) дает возможность наработать достаточную плотность бурового раствора для безопасного вскрытия продуктивного горизонта, на вновь вводимых в эксплуатацию скважин Ямбургского месторождения.

До начала бурения промывочную жидкость обработать 0,2-0,3 % ПАП (200 кг Унифлока и 100 кг Ро1у-КеmD на 120 м³ воды).

Для равномерного ввода ПАП предварительно растворяется в воде до концентрации: Унифлок 2,0- 2,5 %, а Кеm Раs 1,0-1,5 %. В начале первого долбления ввести в раствор смазывающую добавку в количестве 0,2 %. Повторные обработки раствора производятся через 175 -200 м проходки. В промывочную жидкость при каждой обработке ввести 0,1 % ПАП и 0,3 % смазывающей добавки. При бурении с частичной наработкой и обогащением полимерного раствора глинистой фазой снижение вязкости производить добавкой по циклу воды или водного раствора КМЦ (на 4 м³ воды 6-8 КМЦ).

Промывочная жидкость до начала бурения обрабатывается 0,1 % КМЦ- 700 (или сульфацелл) (100 кг на 100 м³ раствора).

В начале первого долбления ввести в раствор смазывающую добавку в количестве 0,2 %. Повторные об­работки раствора производятся через 175-200 м проходки.

В промывочную жидкость при каждой обработке вводят 0,1 % КМЦ (или сульфацелл) и 0,2 % смазывающей добавки. При вскрытии пласта повышение плотности раствора до проектной производится утяжелителями.

Перед спуском обсадной колонны (эксплуатационной) в буровой раствор ввести графит в количестве 0,8 - 1,0 %.

Буровые растворы согласно РД 00158758-195-07 (раствор № 2).

Для коллектора с проницаемостью более 0,1 мкм² или 100 мД для поддержания проектных параметров раствор обрабатывается карболигносульфатом пековым (КЛСП) в количестве 0,4-0,6 % в два приема через 300 м проходки с добавкой пеногасителя МАС-2000 0,1 % и дизтоплива до 0,15 %. Выше 300 м до вскрытия продуктивного (эксплуатационного) пласта прекращается обработка бурового раствора акриловыми полимерами типа Kem Pas и количество его в растворе не должно превышать 0,15 %.

При проницаемости коллектора более 0,2 мкм² или 200 мД и текущем пластовом давлении равном или менее 70 % от первоначального в буровой раствор добавляется наполнитель (опилки, резиновая крошка и т.д.) до 1 %.

Для коллекторов проницаемостью менее 0,1 мкм² или 100 мД для поддержания проектных параметров раствор обрабатывается понизителем фильтрации карбоксиметилцелюлозой (КМЦ) до 0,5 % и гидрофобизирующей жидкостью ГКЖ-10 до 0,15 %. В качестве резервного состава рекомендуется применять высокозамещенный карбоксиметиллированый полимер (НПФ «Эфиры целлюлозы» г. Владимир) в количестве 0,2-0,3 % и порошковообразный метил, этилсиликонат натрия (СИАКОР) в количестве до 0,3 %.

Состав химреагентов бурового раствора нормальной плотности: КЛСП-4 %; КМЦ-0,16 %; KemPas-0,12 %; МАС-2000-0,01 %; Дизтопливо- 0,1 %.

В таблице 1 приводится компонентный состав буровых растворов, применяемых на Ямбургском месторождении, согласно [3].

Состав химреагентов бурового раствора № 3:

Высоко-замещенный карбоксиметилированный полимер- 0,2 %

СИАКОР - 0,3 %.

Буровые растворы согласно РД 00158758-195-2007.

Буровой раствор для вскрытия пластов с АНПД представляет собой полимерглинистую систему, для снижения плотности которой применяется поверхностно-активное вещество (пав). отличительной особенностью бурового раствора пониженной плотности является низкий показатель нелинейности, повышенная блокирующая способность и низкая токсичность. Основой бурового раствора является малоглинистая суспензия с содержанием коллоидной глинистой фазы 4-6 %.

В качестве структурообразователя используется КМЦ - 700 в количестве до 0,3 %. Взамен его допускается использова­ние импортного аналога Ту1оsa или нового полимера отечественного производства Праестол - 2530.

Для изменения поверхностного натяжения с целью эмульгирования системы используется ПАВ-омыленный талловый пек или эмультал (0,3-0,6) %. Блокирование порового пространства коллектора производится кислоторастворимым кольматантом - мраморной крошкой (2-3 %).

Перед вскрытием пласта произвести разбуривание «стоп-кольца», обратного клапана, очистку забоя от металла и шлама на буровом растворе, который использован для бурения под предыдущую колонну. После промывки скважины готовится глинистая суспензия плотностью 1080-1100 кг/м³ из глинопорошка с выходом не менее 8 м³ /т. Расход глинопорошка 12-15 %.

Взамен глинистой суспензии допускается использование отработанного бурового раствора после его очистки на центрифуге. Снижение его плотности, в случае необходимости, производится разбавлением водой. Для вскрытия пласта глинистая суспензия обрабатывается полимером КМЦ.

Снижение плотности раствора производится путем эмульгирования поверхностно-активным веществом (15 % водный раствор ОТП). Приготовление водного раствора ОТП производится в глиномешалке (на 2 м³ воды 0,27-0,3 кг ОТП). Учитывая, что температура размягчения ОТП составляет от 85 до 95°С, вода в глиномешалке прогревается паром. Приготовленный водный раствор ОТП равномерно по циклу циркуляции вводится в желобную систему установки. Снижение плотности полимерглинистого раствора производится до величины, обеспечивающей необходимую устойчивость необсаженных стенок скважины.Для приготовления 100 м³ раствора расход компонентов составляет: глинопорошок от 12 до 15 т; КМЦ от 0,1 до 0,15 т; ОТП до 0,3 т.