#dprom_нонстоп

О том как компании переживают карантин, читайте в нашем спецпроекте ⇾ "Коронакризис в пролёте"

Без смс и дезинфекции

Высокоингибирующие буровые растворы «ВТ Premium Gel» и «HBN NC PRO»

Фото стандартных глинистых столбиков после 4 часов выдержки в водных растворах  ингибиторов: 3% мас. минерального ингибитора KCL, органо-минерального ингибитора  (5% мас. ХБН Плюс + 0,5% мас. KCL) и минерального ингибитора Plast Gel (5% мас.)  в соответствии РД 39-0147001-773-2004 Приложение 8.
Рис.1 Фото стандартных глинистых столбиков после 4 часов выдержки в водных растворах ингибиторов: 3% мас. минерального ингибитора KCL, органо-минерального ингибитора (5% мас. ХБН Плюс + 0,5% мас. KCL) и минерального ингибитора Plast Gel (5% мас.) в соответствии РД 39-0147001-773-2004 Приложение 8.

Одной из проблем бурения скважин на месторождения ПАО «Татнефть» на девонские продуктивные отложения является неустойчивость вышележащего кыновского (тиманского) горизонта, сложенного пластичными глинами, склонными к гидратации и обрушению.

В связи с этим для повышения устойчивости ствола скважины необходимо предотвратить гидратацию и обрушение кыновских глин и при этом обеспечить максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного нефтяного горизонта.

Для решения поставленной задачи был разработан буровой раствор «ВТ Premium Gel» на основе гидрогеля магния, который успешно применялся на месторождениях Татарстана и Самарской области.

В лаборатории ООО «НПО «Химбурнефть» разработали высокоингибирующую систему биополимерного бурового раствора «HBN NC PRO» на основе нитрата кальция с минимальным содержанием твёрдой фазы, оптимизированным реологическим профилем, минимальными показателями фильтрации и коэффициента трения бурового раствора.

Установлено, что эти буровые растворы обеспечивают устойчивость глинистых пород за счёт ингибирующего эффекта комплекса солей двухвалентных металлов и органических ингибиторов, минимального значения показателя фильтрации и максимально сохраняют продуктивные пласты.

Технологические и физико-химические параметры, высокоингибирующих биополимерных буровых растворов BT Premium Gel и HBN NC PRO

При оптимизации рецептур безбаритовых высокоминерализованных буровых растворов проведены сравнительные испытания и выбор различных ингибиторов по показателю По (см/час) в соответствии РД 39-0147001-773-2004 Приложение 8 [1,2].

Из представленных данных (см. рис.1 и 2) следует, что наилучшие ингибирующие свойства по показателю По имеют отечественные органические ингибиторы глин марок ХБН и ХБН Плюс, которые были применены в рецептурах сравниваемых биополимерных буровых растворах в сочетании с экологически безопасными смазочными добавками — ПАВ марок ФК-Н и ФК-2000 Плюс с целью снижения коэффициентов трения, прихватоопасности и величины мажфазного поверхностного натяжения фильтрата бурового раствора [3,4].

Технологические и физико — химические параметры, сравниваемых высокоингибирующих биополимерных буровых растворов «ВТ Premium Gel» и «HBN NC PRO» приведены в таблице 1.

Высокоингибирующая система биополимерного бурового раствора «ВТ Premium Gel» [5] на основе гидрогеля магния и ингибитора Plast Gel обладает наибольшим ингибирующим эффектом с показателем По равного -0,09 см/час, что указывает на сильный осмотический эффект минерализованного бурового раствора по отношению в водной фазе стандартного глинистого образца.

Высокоингибирующий биополимерный буровой раствор «HBN NC PRO» на основе нитрата кальция и органическиго ингибитора марки ХБН также имеет отрицательное значение, однако несколько меньше по показателю По и составляет -0,03 см/час. Преимущество разработанной высокоингибирующей системы биополимерного бурового раствора «HBN NC PRO» состоит в улучшенных фильтрационных, структурно-реологических и физико-химических показателях при равных плотностях растворов, а также возможность получение стабильных высокоингибирующих безбаритовых буровых растворов с плотностями до 1,50 г/см3.

Ингибирующие свойства водных растворов ингибиторов и буровых растворов BT Premium Gel и  HBN NC PRO по показателю скорости увлажнения глины По, см\час
Рис.2 Диаграмма ингибирующих свойств отечественных и зарубежных ингибиторов глин и буровых растворов «BT Premium Gel» и «HBN NC PRO» по показателю По (см/час).

С целью оценки качества вскрытия продуктивного пласта за счёт применения высокоингибирующих биополимерных буровых растворов «ВТ Premium Gel» и «HBN NC PRO» проведены керновые испытания на установке УИПК-1, имитирующей пластовые условия Ромашкинского месторождения ПАО «Татнефть».

В соответствии с РД 39-0147001-742-92 «Методика оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов» [6], выполнены прямые керновые испытания по оценке блокирующей способности указанных растворов применительно к условиям нефтенасыщенного пласта Турнейского яруса в интервале 1200-1215 м Ромашкинского месторождения ПАО «Татнефть», произведён расчёт показателей качества вскрытия пласта скин-фактора S и относительного показателя продуктивности ОП.

Результаты экспериментальной оценки блокирующих свойств высокоингибирующих буровых растворов и их фильтратов на натурных кернах при продолжительности процесса вскрытия нефтенасыщенного пласта Турнейского яруса Ромашкинского месторождения ПАО «Татнефть» в течение 20 суток классифицируются в соответствии с РД 39-0147001-742-92 оценкой качества «очень хорошее» для вскрытия конкретного продуктивного пласта нефтегазового месторождения и составляют для раствора «ВТ Premium Gel» по показателю качества ОП=0,959 и S=0,265, а для высокоингибирующего биополимерного бурового раствора «HBN NC PRO» — ОП=0,995 и S=0,029, что обеспечивает сохранение проницаемости на уровне лучшей неводной системы — РНСО-1, а исключительно низкие показатели ингибирующих характеристик позволяют в долгосрочной перспективе исключить гидратацию глинистой составляющей в поровом пространстве.

Заключение

Проведенный анализ растворов «ВТ Premium-Gel» и «HBN NC PRO» показал высокую эффективность этих систем, как при проводке, так и первичном вскрытии скважин.

«HBN NC PRO» стабилен на протяжении всего периода бурения интервала ствола и не требует значительных затрат на поддержание параметров и реологических свойств бурового раствора в заданных рамках, работоспособен в широком интервале температур (в том числе отрицательных), обладает высокой выносящей способностью, практически не диспергирует до коллоидной составляющей разбуриваемые глинистые породы.

Сравниваемые высокоингибирующие биополимерные буровые растворы «ВТ Premium-Gel» и «HBN NC PRO» при вскрытии нефтегазовых горизонтов практически не «загрязняют» продуктивные коллекторы, обеспечивая высокие эксплуатационные характеристики скважин. ®


Используемые материалы:


  1. РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов» Приложение 8. «Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов».// Краснодар, ОАО «НПО «Бурение», 2004, 136 С.
  2. Экспресс-метод оценки ингибиторов глин // Иванов Д.Ю.,Мойса Н.Ю., Яковенко В.И. Мойса Ю.Н. // Газовая промышленность, 2014,С.108-112.
  3. Практическое руководство по промывке и цементированию нефтяных и газовых скважин» // Булатов А.И., Бурыкин А.Н., Миненков В.М., Мищенко В.И., Мойса Ю.Н.// Краснодар, Просвещение-Юг, 2015, 307 С.
  4. Механизм действия смазочных добавок при вскрытии продуктивного пласта // И.И.Дубов, Н.Ю.Мойса, Ю.Н.Мойса // Научно-технический журнал «Нефть. Газ. Новации.» 2016, №11,С.39- 43.
  5. Устойчивость глин в искривленных стволах малого диаметра // Яшков В.А., Жагрин А.Ю., Порошин В.В., Нечаев А.С., Фаткуллин Т.Г., Гвоздь М.С., Растегаев Б.А., Ульшин А.В. // Специализированный журнал «Бурение и нефть» 2015, №12.
  6. РД 39-0147001-742-92 «Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов», //Краснодар, Российская государственная нефтегазовая корпорация //1992, 82 С.

Текст:
Мойса Николай Юрьевич, канд. тех. наук, заместитель директора по бурению ООО «НПО «Химбурнефть»;
Гвоздь Михаил Степанович, заместитель директора по развитию ООО «Инжиниринговая компания «Регион-проект»;
Мойса Юрий Николаевич, канд.хим.наук, директор ООО «НПО «Химбурнефть».


г. Краснодар
ул. Кубанская Набережная, 7
тел.: 8 (861) 268-48-81
e-mail: HBN2005@yandex.ru
npo-himburneft.tiu.ru

Понравился материал? Подпишитесь
на отраслевой дайджест и получайте подборку статей каждый месяц
.

Статья опубликована в журнале Добывающая промышленность №4, 2019
Союз горных инженеров
Геовебинар

Подпишитесь
на ежемесячный дайджест актуальных тем
для специалистов отрасли.

Исключительно отраслевая тематика. Никакого спама 100%.