Реагент Нефтепласт, Минск

Для сохранения первичных показателей пласта в коллекторе необходим качественный буровой раствор. Выбор состава компонентов обусловлен показателями тестирования при воздействии на проницаемость в пористую среду. Оценка показателей исходит из коэффициента восстановления проницаемости образцов кернового материала в интервале колебания давления при вскрытии пластов и после фильтрации бурового раствора.

Для противостояния проникновения дисперсной фазы бурового раствора в глубину пласта вводится кислорастворимый кольматант. Его состав определяется по анализу кернового материала данного месторождения. Использование полимерных реагентов и точный подбор фракционного состава способствует быстрому образованию пласта в призабойной зоне.

Зона кольматации предупреждает проницаемость бурового раствора в пласт во время первичного вскрытия. Но в период освоения месторождения активно разрушается. Характерно, что зона кольматации, образовавшаяся на исходном содержания полисахаридов, также свободно разрушается при применении деструктурирующих реагентов, как комплексный КДС, который составляет главную часть перфорационной среды.

ББР (безглинистый буровой раствор), имеющий в составе полисахариды — крахмал и ПАЦ, возможно биополимер, ингибирующие добавки и ПАВ отражают при фильтрации низкие показатели, необходимые для горизонтальных скважин и участков с пологим наклоном ствола скважины. Наличие ингибиторов набухания предупреждает дальнейший процесс увеличения объема в коллекторе пласта. ББР в присутствии солей кальция имеет стабильные значения.

Предотвратить разбухание и прилипания глин можно с помощью реагентов, входящих в группу полиакриламида и добавки поверхностно — активных веществ. Одним из таких веществ выступает реагент « Нефтепласт», применяемый при первичном вскрытии продуктивных пластов, представленный комплексом полигликолей и действующий как ингибитор набухания глинистых отложений. Относится к разряду малоопасных веществ.

Для работы на таких участках предусмотрен технологичный состав ББР с основой полисахаридных реагентов и комплексообразователя, работающих при обусловленном сочетании реагентов с вязко — упругими свойствами и отвечающих за вязкость бурового раствора и его удерживающую способность.

Содержание в растворе гидрофобизатора, неионогенных групп и низкие показатели фильтрации обеспечивают ему инертность по породам разреза и пластовым флюидам.Структурно-реологические свойства и низкие значения фильтрации отвечают за проницаемость в пласт бурового раствора.

При этом для него характерны высокие капсулирующие свойства, препятствующие диспергированию выбуренной породы, и осаждению шлама в отстойниках и емкостях насосов для бурения. В проницаемых слоях для бурового раствора не характерно образование фильтрационной корки, что подразумевает его замещение на тампонажный аналог. Антиоксидант, входящий в раствор, не способствует разложению полисахаридов. Буровой раствор считается эффективным, и ничем не уступает составу с биополимерами и мраморной крошкой. Разница в стоимости обусловлена более низкой ценой отечественных реагентов.

С применением ББР и малоглинистых составов с полисахаридной основой десять лет назад в Прикамье было выбурено около 300 скважин, среди которых встречались горизонтальные и наклонно-направленные. Такие растворы применялись в Удмуртии и Казахстане. Проведенный анализ показал, что буровой раствор на основе полисахаридов имеет ряд преимуществ, благодаря низким фильтрационным характеристикам и высоким ингибирующим свойствам. Они:

1. Обеспечили устойчивость стенок скважины в ходе бурения. Тест показал, что диаметр ствола скважины в глубине залегания соответствует норме.
2. Проектные значения были поддержаны реологическими характеристиками выносной и удерживающей способностями состава ББР, что позволило не допустить технических осложнений с зашламнением скважины в ходе бурения.
3. Совместимость растворов ББР и ПМГ при вскрытии пласта обеспечили непрерывность процессу бурения. Это также относится и к горизонтальным и пологим участкам скважины. Временные показатели были снижены, поскольку не требовался сброс промывочной жидкости.
4. Экономические и технические показатели были увеличены благодаря эффективной смазывающей способности и допустимого коэффициента трения.
5. Гидродинамические исследования показали отсутствие загрязнения фильтрационно-емкостных показателей, которые не превысили допустимые проектные значения.

Время освоения скважины сократилось практически в два раза, и процесс обошелся без определенных воздействий на продуктивный пласт.