6.4 Высоко ингибированный буровой раствор для вскрытия

продуктивного пласта

При вскрытии БС продуктивного горизонта необходимым условием является недопущение его загрязнения буровым раствором. Обычно для этих целей применяются кальциевые растворы, содержащие кроме глины, воды, нефти, утяжелителя, реагентов - понизителей вязкости, фильтрации и регуляторов щелочности специальные ингибирующие вещества [200].

Наиболее подходящим к условиям низких пластовых давлений является раствор на основе комплексной соли, содержащий глинопорошок, КССБ, КМЦ. комплексную соль и воду. Данный раствор обладает ингибирующими свойствами по отношению к разбуриваемым глинистым породам, которые в нем меньше гидратируются и набухают, что особенно актуально при разбуривании месторождений Западной Сибири, в разрезах которых преобладают глинистые и глиносодержащие породы (до 99 %). Недостатком данного раствора является повышенный расход реагентов и многокомпонентность раствора, что делает процесс приготовления бурового раствора достаточно трудоемким.

Наиболее перспективны для ингибирования глинистых пород гидрофобизирующие растворы, которые содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию поверхности глинистых пород: кремнийорганические соединения или соли высших жирных (или нафтановых) кислот. Эти соединения, вследствие своей дифильности, адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперсионной средой раствора (водой). Аналогичной дифильностью обладает фурфуриловый спирт, который в водной среде образует трехмерный «полимер» [201].

Поэтому, для получения высоко ингибированного бурового раствора предлагается заменить два основных компонента (кремнийорганические соединения и соли высших жирных или нафтановых кислот) на один - фурфуриловый спирт. Исследования показали, что это позволяет улучшить ингибирующий эффект при разбуривании глиносодержащих пород, сократить компонентный состав бурового раствора, улучшить технологические параметры за счет уменьшения значений структурно-реологических показателей.

Рекомендуемый авторами раствор содержит следующие ингредиенты, % масс.: бентонит - 5-8; КМЦ - 0,5-1,0; фурфуриловый спирт - 0,1-1,0); вода – остальное (патент РФ № 2203920) [63].

При приготовлении данного бурового раствора применяются следующие компоненты:

- бентонит – Черкасский бентонитовый глинопорошок, марки Б-1, выпускаемый Черкасским заводом по ГОСТ 25795-83;

- КМЦ-600 – высоковязкая карбоксиметилцеллюлоза [200];

- фурфуриловый спирт, выпускаемый Кировским биохимическим заводом по ГОСТ 28960-91 [202].

Разработка высоко ингибированного бурового (промывочного) раствора проводилась в лаборатории «Буровых растворов и специальных жидкостей для ремонта скважин» совместно с сотрудниками кафедры «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ. Результаты исследования свойств известной и предлагаемой рецептур растворов представлены в табл. 6.3.

Анализ данных табл. 6.3. показывает, что предлагаемый раствор обладает простым компонентным составом, диапазон изменения условной вязкости изменяется в пределах от 19 до 64 с, при этом уменьшаются значения структурно-механических свойств, а водоотдача сохраняется в пределах 6-8 см³/30 мин. Расширяется диапазон регулирования структурно-реологических свойств: СНС через 1 мин изменяется от 24,8 дПа до 79 дПа, через 10 мин - от 42 дПа до 129 дПа, пластическая вязкость - от 4 мПа до 28 мПа·с, динамическое напряжение сдвига - в пределах 12-84 дПа, эффективная вязкость - 5,5-27 мПа·с. При этом значения рН изменяются в пределах 7,5-9,0.

Рекомендуемый состав бурового раствора (рецептуры 3-9 табл. 6.3), имеет высокую ингибирующую способность, что позволяет рекомендовать его для промывки БС скважин при разбуривании высококоллоидальных глинистых отложений и вскрытия продуктивных пластов, содержащих глинистый цемент. Это утверждение базируется на исследованиях его ингибирующих свойств, проведенных по известной методике В.Д. Городного [203].

Результаты исследований процессов увеличения объема проб (набухания) глинопорошка в различных средах экспресс-методом (кафедра РиВС ТюмГНГУ) представлены в табл. 6.4. Значения коэффициента набухания взяты через 360 мин, когда произошла стабилизация процесса набухания.

Анализ экспериментальных данных позволяет констатировать следующее: наибольшим ингибирующим действи­ем из исследуемых растворов обладают, в порядке убывания, рекомендуемые растворы 0,1 % фурфурилового спирта + 1 % КМЦ; 1 % фурфурилового спирта + 1 % КМЦ; 0,1 % фурфурилового спирта + 0,5 % КМЦ. В растворе комплексной соли глинопорошок набухает 1,69 раза больше, чем в растворе 0,1 % фурфурилового спирта + 1 % КМЦ.

Полученные результаты свидетельствуют о том, что ингибирующие свойства предлагаемого бурового раствора почти в 1,5 раза (см. табл. 6.4) превышают аналогичные свойства известного раствора на основе комплексной соли (заменителя хлористого кальция), при этом за счет применения серийно выпускаемого реагента существенно снижаются производственные затраты времени на приготовление и обработку бурового раствора.

Таблица 6.3

Результаты исследования свойств известной и предлагаемой рецептур буровых растворов

№ рецеп- туры	Состав раствора, масс % (вода остальное)						Технологические параметры раствора
	Бенто-нит	КССБ	КМЦ	Комплек-сная соль	НТФ	Фурфу-риловый спирт	, кг/м3	Т, с	В, см3/ 30 мин	СНС		, мПас	0, дПа	эф, мПас	рН	КП, с-1
										1	10
1	8	5	1	1,8			1060	30	4,5	24,0	29,0	10	33	14,5		330
2	8	7	2	3,5			1060	165	8,0	22,0	33,0	18	54	26,5		300
3	5		1			0,1	1030	55	8,0	24,8	42,0	28	21	25,0	7,5-8,0	75
4	5		1		0,010	0,1	1030	44	7,0	34,3	66,8	24	18	21,5	7,5-8,0	75
5	5		1			0,1	1025	64	7,5	40,1	49,6	18	48	27,0	8,0	267
6	5		1		0,025	0,1	1025	32	6,0	30,4	48,1	14	30	20,0	7,5-8,0	214
7	5		0,1			0,1	1040	19	8,0	32,0	74,0	4	12	5,5	9,0	300
8	5		0,5			0,1	1045	32	6,0	79,0	129	14	36	19,0	9,0	257
9	5		1			1,0	1040	65	8,0	34,3	57,2	12	84	24,0	7,5-8,0	700

Таблица 6.4

Результаты исследований процессов увеличения объема проб (набухания)

глинопорошка в различных средах

Среда набухания и концентрация компонента, %	Текущее значение индикатора часового типа модернизированного прибора Жигача-Ярова Н (мкм) через время t (мин)												Коэффициент набухания глинопорошка
	1	3	6	16,5	33,8	60	90	120	180	240	300	360
Дистиллированная вода	57	92	118	197,3	267,3	342,7	414	479	552	606,7	652,3	674	1,182
0,1% ф.спирта+0,1% КМЦ	42	83	107,5	194	256	322,5	355,5	377	396	416	430	451	0,791
0,1% ф.спирта+0,5% КМЦ	19	31,5	38	76,5	115	153,5	178	200	223	251	270	292	0,512
0,1% ф.спирта+1% КМЦ	6,7	24,3	30,3	51,3	75,7	130	145	156	173,7	189	203	218	0,382
1% ф.спирта+1% КМЦ	7,5	15	21,5	45	79	124	160,5	180	196	214	235	250	0,439
3,5% водн. р-р комп. соли	77	130	167	207	247	275	299	321	339	351	361	369	0,647