Силикаты нового поколения и загрязнение продуктивных пластов

Традиционно, применение силикатных растворов было ограничено исключительно бурением верхних интервалов (активные, гидратирующие глины; неустойчивые аргиллиты; трещиноватые глинистые породы и т.п.), где их эффективность не подвергалась сомнению. Использование силикатов для вскрытия продуктивных горизонтов не только не практиковалось, но и часто было просто запрещено. Связано это было с тем, что механизм ингибирования силикатов натрия и калия применительно к буровым растворам до конца не объяснен и исторически считается, что высокие ингибирующие свойства силикатов обусловлены их способностью:

• переходить из растворимого в нерастворимое состояние при изменении (снижении) щелочности;
• образовывать нерастворимые стеклоподобные соединения при дегидратации;
• образовывать нерастворимые соединения с многовалентными катионами;
• адсорбироваться на поверхности глинистых частиц с образованием гелеподобных метал-силикатных гелей;
• образовывать, в определенных условиях, малорастворимые неорганические полимеры.

Поскольку большинство указанных факторов так или иначе присутствуют при бурении продуктивных горизонтов (например, пластовые воды часто имеют низкий показатель рН и высокую жесткость), вполне закономерно опасаться того, что при проникновении фильтрата жидкости, содержащего силикаты, вглубь пласта произойдет образование нерастворимых образований, которые могут привести к полной и необратимой кольматации ПЗП. Кроме того, использовавшиеся ранее при бурении скважин силикаты имели низкое силикатное число, что было обусловлено их низкой стоимостью и лучшей растворимостью.

Применяемые в современных системах промывочных жидкостей силикаты имеют мало общего с метасиликатами или так называемым “жидким стеклом”, применявшемся ранее в силикатных буровых растворах. Первое и самое главное отличие – использование силикатов с более высоким силикатным числом, обычно в жидком виде и, поэтому часто называемых высокими силикатами. Высокие силикаты существенно отличаются от ранее применявшихся существенно более высоким содержанием активного вещества и эффективностью ингибирования. Второе – широкое использование силиката калия вместо силиката натрия. В сочетании с качественными современными анионными и неионогенными полимерами это позволило создать совершенно новый силикатный раствор, существенно отличающийся от предшественников [2]. На рис. 1 приведены скорости сдвига при фильтрации жидкости в пласт толщиной 20 м пористостью 16,5 % при скорости фильтрации 2 м³/сут. Поэтому применение специальных реагентов-структурообразователей, например, таких как Duovis, в современных силикатных промывочных жидкостях позволяет контролировать эффективную вязкость жидкости при никих скоростях сдвига, что ведет к улучшению очистки ствола от шлама и снижению скорости фильтрации жидкости в продуктивный пласт, способствуя сохранению его коллекторских характеристик [6].

 

Силикатное число

В общем случае, все используемые в буровых растворах силикаты состоят из трех компонентов: оксида кремния (SiO₂), оксида натрия или калия (Na₂O или K₂O) и воды (H₂O). Промышленные силикаты получаются высокотемпературным сплавлением оксида кремния (обычного кварцевого песка) и соды в открытой печи с последующим добавлением воды. Силикатное число – это массовое отношение оксида кремния к оксиду калия или натрия является одной из самых важнейших характеристик силикатов. Силикатное число прямо влияет на плотность, агрегатное состояние, активность и щелочность готового силиката (см. рис. 2).

Силикаты с низким силикатным числом (обычно называемыми метасиликатами) содержат, в основном, моносиликаты, олигомеры и небольшие линейные или циклические полимер-силикаты (см. рис. 2). Они характеризуются низкой вязкостью, хорошей растворимостью и низкой эффективностью. Именно с такими силикатами и связаны, главным образом, опасения загрязнения продуктивного коллектора, так как моносиликаты и небольшие полимерные структуры могут свободно мигрировать сквозь фильтрационную корку вглубь пласта и вызывать его загрязнение. К системам низких силикатов относятся, например, системы Экссил (ПермНИПИнефть), Barasilc (Baroid Drilling Fluids) и другие.

Силикаты с высоким силикатным числом (значения силикатного числа 2,6 и выше) содержат главным образом, большие циклические молекулы, высокоразветвленные комплексные полимеры с высокой молекулярной массой и лишь небольшое количество моносиликата (см. рис. 2 и 3). Промывочной жидкостью на основе высоких силикатов является система Sildril™ компании M-I Drilling Fluids, именно такие жидкости в настоящей работе и называются силикатными промывочными жидкостями нового поколения или жидкостями на основе высоких силикатов. При образовании фильтрационной корки, такие силикаты почти мгновенно образуют желеобразную структуру внутри фильтрационной корки, которая выполняет роль полупроницаемой мембраны. Такая мембрана пропускает только отдельные ионы и небольшие молекулы, полностью задерживая более крупные молекулы полимеров или полимеризованных силикатов, а также твердые частицы. Скорость образования такой мембраны составляет всего несколько секунд и зависит от температуры, минерализации, щелочности раствора и пластового флюида и состава твердой фазы раствора. На практике это означает, что поступление силикатов вглубь пласта с фильтратом возможно лишь в начальный момент фильтрации, пока не сформировалась фильтрационная корка и силикатная мембрана. Фильтрат Sildril™ в режиме устоявшейся фильтрации либо не содержит силикатов вообще, либо содержит очень малое количество моносиликата или олигомеров, концентрация которых оказывается недостаточной для загрязнения ПЗП в результате полимеризации или адсорбции. Кроме того, фильтрат жидкости содержит значительное количество катионов калия, которые ингибируют гидратацию глинистых минералов в матрице породы коллектора, что помогает максимально сохранить начальную проницаемость. При проектировании и обслуживании силикатной промывочной жидкости важно понимать, что щелочность среды, а также присутствие солей моновалентных металлов в растворе влияет на конформацию и структуру молекул силиката (см. рис. 3).

Подбор оптимального фракционного состава твердой фазы раствора и использование эффективных понизителей фильтрации позволяют еще более ускорить процесс образования полупроницаемой мембраны и снизить объем фильтрата, содержащего силикаты.

Твердая фаза раствора и фильтрационная корка

В отличие от применявшихся ранее силикатных растворов, Sildril™ использует в качестве твердой фазы специально подобранный по размеру (при помощи специального программного обеспечения OptiBridge™) карбонат кальция. Это не только позволяет избавится от избытка активной твердой фазы в растворе, но заметно улучшить качество фильтрационной корки. OptiBridge™ позволяет подобрать концентрацию и фракционный состав для конкретного коллектора и сформировать наиболее плотную и тонкую корку из карбоната кальция непосредственно на поверхности коллектора, а не в его глубине (см. рис. 4).

Таким образом, модифицированная и усовершенствованная рецептура силикатных растворов Sildril™ позволила устранить большинство из недостатков, присущих силикатным буровым растворам середины/конца 90^-х и, самое главное, вплотную подойти к использованию силикатных растворов для вскрытия продуктивных горизонтов.

Опыт применения системы Sildril™

В течение последних семи лет компанией M-I Drilling Fluids пробурено более 300 скважин с использованием системы Sildril™ по всему миру. В России высокие силикаты применялись на ряде месторождений Западной Сибири (Самотлорское, Юрхаровское, Сугмутское).

Для сравнения Sildril™ и стандартных глинистых буровых растворов компанией M-I Drilling Fluids [1] были проведены исследования с использованием фактического керна Черногорского месторождения, отобранного в скважине 51119 в августе 2000 г в интервале 1895,65-1903,45 м. Из полученного керна были выпилены два образца диаметром 3,8 и длиной 6,77 см. Остатки керна были отправлены в стороннюю лабораторию для анализа минералогического состава и конфигурации порового пространства.

По результатам исследования была выбрана рецептура промывочной жидкости с карбонатом кальция в качестве сводообразующего материала определенного фракционного состава:

• Пресная вода
• Sildril-K 40 кг/м³ (4 %)
• Polypac UL 14,3 кг/м³
• Duovis 4,3 кг/м
• CaCO₃ Fine 43 кг/м³

Результаты анализа показали, что предложенная рецептура Sildril™ весьма устойчива к загрязнению твердой фазой и старению раствора. Ввод значительного количества активной мелкодисперсной твердой фазы увеличил реологические показатели всего на 7-10 % и практически не оказал влияния на структурные (СНС). Водоотдача раствора снизилась с 4,9 до 4,3 мл/30мин, что вполне ожидаемо с увеличением содержания твердой фазы. Воздействие высокой температуры приводит к весьма незначительному (в пределах ~5 %) увеличению реологических характеристик.

Для измерения восстановления проницаемости, промывка минеральным маслом осуществлялась последовательно со скоростью 2, 3, 4, 6 и 8. Обратная промывка заняла менее 2 часов (против 16 при измерении начальной проницаемости) и не выявила каких-либо специфических отклонений в поведении керна. Величина восстановленной проницаемости составила 4,4 мД или почти 94 % от начальной измеренной, равной 4,7 мД.

Результаты исследований компании M-I Drilling Fluids свыще двух десятков кернов с ряда месторождений Западной Сибири, включая Черногорское, Самотлорское, Харампур, Мегионское, Ново-Покурское и других показали, что максимальный уровень восстановления проницаемости при использовании стандартных глинистых и малоглинистых полимерных растворов не превышает ~86 %. Наилучшие результаты были получены с использованием ингибированных хлоридом калия растворов на основе полианионной целлюлозы и системы Flo-Pro™, для которых коэффициент восстановления проницаемости лежит в диапазоне 84-100 % [1].

Следует заметить, что если высокие силикаты натрия применялись за рубежом с середины 1990^-х гг., то высокие силикаты калия впервые в мире использовались при проводке скважины на Самотлорском месторождении. На рис. 5 показано изменение свойств промывочной жидкости при бурении интервала. Использования промывочной жидкости Sildril-К™ привело:

• к уменьшению количества долблениий;
• уменьшению затрат времени на СПО;
• уменьшению сальникообразования;
• практически отсутствие всякого рода осложнений;
• увеличению проходки.

Выводы

По результатам проведенных промысловых и лабораторных исследований можно заключить, что при правильном подборе рецептуры раствора и фракционного состава силикатных растворов, они не только совместимы с типовыми коллекторами месторождений Западной Сибири, но обеспечивают более высокое качество вскрытия по сравнению с обычными неингибированными полимерными растворами и уступают только специализированным промывочным жидкостям для первичного вскрытия. Таким образом, на основании накопленного опыта бурения в Западной Сибири, результатов лабораторных анализов и опыта применения системы Sildril™ за рубежом мы считаем, что использование системы Sildril™ для бурения наклонно-направленных эксплуатационных скважин по традиционной конструкции не только поможет решить целый комплекс проблем, связанных с бурением активных глинистых пород, стабилизацией стенок скважины и качества цементирования, но и значительно улучшить качество первичного вскрытия продуктивных пластов и увеличить производительность скважин.

Литература

1. Меденцев С.В. Применение силикатных буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов месторождений Западной Сибири. Предварительный отчет. М.: M-I Drilling Fluids, UK Ltd., 2002.

2. Alford S., Dzialowski A., Jiang P.,Ullmann H. Research into lubricity, formation damage promises to expand applications for silicate drilling fluids. SPE/IADC 67737. Amsterdam, 2001.

3. Ангелопуло О.К. Минерализованные буровые растворы с конденсированной твердой фазой. Дисс. М.: МИНХ и ГП, 1981.

4. Крысин Н.И., Ишмухаметова А.М., Мавлютов М.Р. и др. Применение безглинистых полимерсолевых буровых растворов. Пермь, 1982.

5. Рябоконь С.А., Пеньков А.И., Куксов А.К. и др. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин. Нефтяное хозяйство, 2000 – 2. С. 16-22.

6. Крылов В.И., Крецул В.В. Реологическое моделирование биополимерных промывочных жидкостей. Нефтеотдача. Специальное приложение к журналу “Нефть и капитал” № 5, 2002. С. 16-20.

OilCapital.ru
(по материалам научно-технической конференции
"Инновационные технологии бурения")