Сервис буровых растворов и технологических жидкостей

«НПП «БУРИНТЕХ» оказывает услуги по сервисному сопровождению буровых растворов с ноября 2005 года. На сегодняшний день с помощью специалистов Службы буровых растворов предприятия пробурено более 1000 скважин (в т.ч. >400 боковых стволов и >300 с горизонтальным окончанием) на месторождениях Западной и Восточной Сибири, Томской, Оренбургской и Самарской областей, Республик Башкортостан и Татарстан в различных горно-геологических условиях, категорий сложности и конструкций. Нашими партнерами и заказчиками являются крупнейшие нефтегазодобывающие и буровые компании.

Каждый объект сервиса обеспечивается современным жилым вагон-домом и размещенной в нем полевой лабораторией в соответствии со всеми требованиями и нормами. Квалифицированными инженерами по буровым растворам производится замер параметров и свойств промывочных жидкостей по стандартам API на оборудовании фирмы «OFITE».

Инженерами используется специально разработанное программное обеспечение:
«Гидравлик БИТ» - программа, предназначенная для расчета и проектирования гидравлических параметров бурения.
«FD-Protection» - программа подбора фракционного состава кольматанта, в которой применяется новая методология подбора фракционного состава кольматанта по критериям Викерса, включающим в себя как теорию Абрамса, так и Кауффера (теория идеальной упаковки), и подразумевающим более точный подбор фракций для крупных, средних, мелких и промежуточных размеров пор в пласте.

Круглосуточное оперативное управление проектами сервисного сопровождения буровых растворов осуществляется через региональные представительства в гг.Нефтеюганск, Нижневартовск, Ноябрьск, Губкинский, Новый Уренгой, Оренбург, Бузулук. Центральная испытательная лаборатория буровых растворов (г.Уфа) и Региональная лаборатория (г.Нефтеюганск) оказывают техническую поддержку объектам сервиса.

Сервис буровых растворов НПП «БУРИНТЕХ» предлагает свои решения для бурения и заканчивания глубоких и сверхглубоких скважин, боковых стволов в сложных горно-геологических условиях в виде собственных систем буровых растворов и технологических жидкостей:

  • буровой раствор СКИФ
  • буровой раствор СКИФ+
  • биополимерный ингибирующий карбонатный раствор ПОЛИКАРБ БИО
  • растворы на углеводородной основе ЭМУЛЬКАРБ
  • буровой раствор для бурения трещиноватых коллекторов СУЛЬФОБИТ
  • гелево-эмульсионный буровой раствор с плотностью до 1,60 г/см3 без содержания барита МУЛЬТИБУР
  • аэрированный буровой раствор
  • раствор на водной основе для бурения в условиях высоких температур (до 240°C)
  • технологические жидкости без твердой фазы плотностью 1,35-2,30 г/см3
  • технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта
  • тампонирующая смесь для ликвидации поглощений промывочных жидкостей

Буровой раствор «СКИФ»

«СКИФ» - специализированная промывочная жидкость с оптимальными эксплуатационными свойствами для бурения в истощенных песчаниках, в водочувствительных породах, где велика вероятность дифференциального прихвата, при бурении стволов с большим отклонением.

Применение

Бурение скважин с большими отходами от вертикали, продолжительных интервалов неустойчивых и водочувствительных пород, вскрытие продуктивных пластов.

Особенности

  • высокое качество очистки ствола скважины
  • использование биоразлагаемых компонентов
  • применение комплексного ингибирования
  • минимальное влияние на коллекторские свойства продуктивного пласта

Преимущества

  • высокая ингибирующая способность
  • низкий показатель фильтрации
  • легкое регулирование параметров раствора
  • хорошие смазочные свойства

Основные параметры

Плотность, г/см3

1,06…1,10

Условная вязкость, с

35…55

ПФ, мл/30 мин

6…9

Пластическая вязкость, сПз

≥22

ДНС, фунт/100 фут2

15…30

СНС 10с/10мин, фунт/100 фут2

4-12/6-20

рН

8…9

МВТ, кг/м3

≥40

Содержание твердой фазы, %

≥8

Общая жесткость, мг/л

≥200

Содержание хлоридов Сl-, мг/л

1,0…30,0


Системы «СКИФ» и «СКИФ+» обеспечивают качественную очистку скважины от выбуренной породы и устойчивость стенок скважины.

Нелинейность реологических свойств систем «СКИФ» и «СКИФ+» обусловливается применением в составе биополимера ксантанового ряда. При этом раствор отличается повышенной удерживающей способностью в статическом состоянии и создает низкие сопротивления течению при увеличении скорости сдвига.

Способность систем приобретать свойства псевдопластичной жидкости обеспечивает хорошую очистку ствола скважины от выбуренной породы, а невысокие значения пластической вязкости обеспечивают хорошую очистку бурового раствора от шлама на поверхности.

Системы «СКИФ» и «СКИФ+» успешно применяются на месторождениях Западной Сибири - пробурено более 150 скважин в различных геологических условиях.

Влияние буровых растворов на снижение нефтепроницаемости призабойной зоны пласта

Тип раствора / образец керна

Lфильтр, мм

Ротрыва, psi/атм

βост, %

«СКИФ» / kабс = 17 мД

248

204/14

85,9

«СКИФ+» / kабс = 15,8 мД

242

258/17,8

71,2

Примечание:
Lфильтр - глубина проникновения фильтрата жидкости для глушения в образец керна;
Ротрыва - давление инициации вызова притока нефти после воздействия бурового раствора;
βост - восстановление нефтепроницаемости после имитации вторичного вскрытия по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия бурового раствора.

Буровой раствор «СКИФ+»

«СКИФ+» - система комплексная инкапсулирующая формиатная, предназначенная для бурения наклонно-направленных и пологих скважин в условиях неустойчивых пород и набухающих глинистых сланцев.

Применение

Бурение скважин в сильно набухающих глинистых сланцах, вскрытие продуктивного пласта в скважинах, предполагающих в дальнейшем освоение посредством гидроразрыва пласта.

Особенности

  • синергизм работы органического ингибитора и акриловых сополимеров
  • высокая термостойкость (до 120°С)
  • обеспечение стабильности ствола скважины
  • высокие инкапсулирующие и флоккулирующие свойства
  • минимальное содержания в растворе коллоидной твёрдой фазы
  • высокое удельное электрическое сопротивление (~1 Ом⋅м)

Преимущества

  • высокая ингибирующая способность
  • низкий показатель фильтрации
  • высокие смазочные свойства
  • высокая скорость бурения
  • отсутствие сальникообразования

Основные параметры

Плотность, г/см3

1,06…1,10

Условная вязкость, с

35…45

ПФ, мл/30 мин

6…9

Пластическая вязкость, сПз

10…20

ДНС, фунт/100 фут2

5…25

СНС 10с/10мин, фунт/100 фут2

3-10/5-20

рН

8…9

МВТ, кг/м3

≥40

Содержание твердой фазы, %

≥8

Общая жесткость, мг/л

≥200

Содержание хлоридов Сl-, мг/л

≥1500


Системы «СКИФ» и «СКИФ+» обеспечивают качественную очистку скважины от выбуренной породы и устойчивость стенок скважины.

Нелинейность реологических свойств систем «СКИФ» и «СКИФ+» обусловливается применением в составе биополимера ксантанового ряда. При этом раствор отличается повышенной удерживающей способностью в статическом состоянии и создает низкие сопротивления течению при увеличении скорости сдвига.

Способность систем приобретать свойства псевдопластичной жидкости обеспечивает хорошую очистку ствола скважины от выбуренной породы, а невысокие значения пластической вязкости обеспечивают хорошую очистку бурового раствора от шлама на поверхности.

Системы «СКИФ» и «СКИФ+» успешно применяются на месторождениях Западной Сибири - пробурено более 150 скважин в различных геологических условиях.

Влияние буровых растворов на снижение нефтепроницаемости призабойной зоны пласта

Тип раствора / образец керна

Lфильтр, мм

Ротрыва, psi/атм

βост, %

«СКИФ» / kабс = 17 мД

248

204/14

85,9

«СКИФ+» / kабс = 15,8 мД

242

258/17,8

71,2

Примечание:
Lфильтр - глубина проникновения фильтрата жидкости для глушения в образец керна;
Ротрыва - давление инициации вызова притока нефти после воздействия бурового раствора;
βост - восстановление нефтепроницаемости после имитации вторичного вскрытия по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия бурового раствора.

Биополимерный ингибирующий карбонатный раствор «ПОЛИКАРБ БИО»

«ПОЛИКАРБ БИО» - безглинистая промывочная жидкость для первичного вскрытия продуктивных пластов и бурения горизонтальных участков.

Применение

Вскрытие продуктивных пластов со средней и высокой проницаемостью с целью сохранения их физико-химических характеристик.

Особенности и преимущества

  • возможность выбора ингибирующей добавки
  • регулируемые в широком диапазоне реологические свойства
  • низкий показатель фильтрации
  • использование в качестве кольматанта карбоната кальция рассчитанного фракционного состава
  • обратимая гидрофобизирующая способность по отношению к поверхности поровых каналов пласта
  • минимальное снижение нефтепроницаемости призабойной зоны пласта
  • использование экологически безопасных реагентов
  • 100% деструкция при кислотной обработке

Основные параметры

Плотность, г/см3

1,06…1,10

Условная вязкость, с

45…65

ПФ, мл/30 мин

≥6

HPHT, мл/30 мин

≥12

Пластическая вязкость, сПз

≥15

ДНС, фунт/100 фут2

15…35

СНС 10с/10мин, фунт/100 фут2

5-10/8-20

рН

8…9,5

МВТ, кг/м3

≥30

Содержание твердой фазы, %

≥6

Общая жесткость, мг/л

≥200


Влияние буровых растворов на снижение нефтепроницаемости призабойной зоны пласта с различными ингибиторами

Тип раствора / образец керна

Lфильтр, мм

βост, %

«ПОЛИКАРБ БИО» (4% KCl) / kабс = 41,15 мД

205

91,2

«ПОЛИКАРБ БИО» (3% NaCO2H) / kабс = 41,18 мД

220

91,9

Примечание:
Lфильтр - глубина проникновения фильтрата жидкости для глушения в образец керна;
βост - восстановление нефтепроницаемости после имитации вторичного вскрытия по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия бурового раствора.

Растворы на углеводородной основе «ЭМУЛЬКАРБ»

«ЭМУЛЬКАРБ» - семейство инвертно-эмульсионных буровых растворов, сохраняющих проницаемость продуктивных пластов.

Система

Углеводородные основы

Отношение
УВ/вода

«ЭМУЛЬКАРБ Д»

Дизельное топливо

60/40

«ЭМУЛЬКАРБ М»

Минеральное или гидравлическое масло

70-80/30-20

«ЭМУЛЬКАРБ ЭКО»

Сложный эфир

80/20

Особенности «ЭМУЛЬКАРБ Д»

  • из-за низкого водонефтяного отношения требует меньше затрат на приготовление
  • имеет низкую температуру застывания (менее -30°С)
  • подходит для бурения скважин с низкими пластовыми температурами
  • имеет низкую пластическую вязкость и высокое динамическое напряжение сдвига, что обеспечивает хороший вынос шлама и очистку раствора на поверхности
  • обеспечивает эффективное бурение наклонных скважин за счет обеспечения устойчивости ствола скважин и высоких смазочных свойств, снижающих вероятность прихвата бурильных труб
  • минимизирует загрязнение продуктивного пласта

Особенности «ЭМУЛЬКАРБ М»

  • подходит для бурения скважин с высокими пластовыми температурами
  • высокая температура вспышки и низкая температура застывания облегчает работу с углеводородом
  • обеспечивает эффективное бурение наклонных скважин
  • позволяет максимально сохранить коллекторские свойства и в дальнейшем облегчить извлечение пластового флюида

Особенности «ЭМУЛЬКАРБ ЭКО»

  • система бурового раствора на основе сложных эфиров для бурения в условиях повышенных экологических требований
  • учитывает экологическую составляющую при утилизации отходов бурения
  • может применяться при бурении скважин с большим отходом от вертикали и горизонтальных скважин, а также при вскрытии продуктивных пластов
  • по смазывающей способности превосходит растворы на углеводородной основе и исключает вероятность прихвата бурильного инструмента
  • особенно эффективна для работы в скважинах со сложным профилем и горизонтальным окончанием

После окончания процесса бурения и регенерации системы «ЭМУЛЬКАРБ» могут храниться длительное время или использоваться следующим образом:

  • повторно на других скважинах
  • в качестве жидкости для консервации скважин
  • в качестве пакерной жидкости
  • для обработки и приготовления буровых растворов на водной основе в качестве эффективной смазывающей и антикоррозионной добавки
  • в капитальном ремонте скважин в качестве технологических жидкостей

Преимущества систем «ЭМУЛЬКАРБ»

  • cохранение продуктивности скважин
  • снижение крутящего момента и силы трения
  • увеличение механической скорости бурения
  • обеспечение стабильности стенок скважины
  • возможность повторного или альтернативного использования

Влияние эмульсии на снижение нефтепроницаемости призабойной зоны пласта

Тип раствора / образец керна

Lфильтр, мм

Ротрыва,
psi/атм

βост, %

«ЭМУЛЬКАРБ Д» (40°С) / kабс = 24,7 мД

53

-/-

99,8

«ЭМУЛЬКАРБ М» (40°С) / kабс = 65,1 мД

41

-/-

97

Эмульсия (смесь масла и д/т) (40°С) /
kабс = 2500 мД

69

8/0,5

100

Примечание:
Lфильтр - глубина проникновения фильтрата жидкости для глушения в образец керна;
Ротрыва - давление инициации вызова притока нефти после воздействия бурового раствора;
βост - восстановление нефтепроницаемости после имитации вторичного вскрытия по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия бурового раствора.

Буровой раствор для бурения трещиноватых коллекторов «СУЛЬФОБИТ»

«СУЛЬФОБИТ» - буровой раствор, в состав которого входит специальный реагент на битуминозной основе, обработанный по особой технологии. Этот реагент является ингибитором набухания глинистых сланцев, предотвращает обвалообразование в интервалах неустойчивых пород (аргиллитов), существенно улучшает смазочные свойства бурового раствора и понижает показатель фильтрации.

Применение

Раствор «СУЛЬФОБИТ» хорошо подходит для бурения трещиноватых коллекторов и в набухающих глинистых сланцах. Ингибирующий и стабилизирующий эффект достигается закупориванием микротрещин в глинах. Кроме того, на стенке скважины образуется резиноподобная нефтепроницаемая корка, предотвращающая проникновение фильтрата в пласт, но не ухудшающая остаточную проницаемость пласта при вызове притока.

Добавление специального компонента увеличивает термостабильность реагентов и позволяет использовать раствор при температурах до 160°C.

Особенности и преимущества

  • предотвращает и существенно снижает обвалообразование неустойчивых горных пород (аргиллитов) за счет ингибирующего эффекта
  • имеет низкий коэффициент трения корки
  • экологически безопасен – не содержит экологически опасных реагентов
  • имеет высокую термостойкость
  • не влияет на результаты каротажа
  • практически не ухудшает первоначальные эксплуатационные характеристики продуктивного пласта

Влияние бурового раствора на снижение нефтепроницаемости призабойной зоны пласта

Тип раствора / образец керна

Lфильтр, мм

Ротрыва, psi/атм

βост, %

«СУЛЬФОБИТ» / kабс = 537 мД

389

19,2/1,3

93,9

«СУЛЬФОБИТ» / kабс = 37,2 мД

201

128/8,8

97,6

Примечание:
Lфильтр - глубина проникновения фильтрата жидкости для глушения в образец керна;
Ротрыва - давление инициации вызова притока нефти после воздействия бурового раствора;
βост - восстановление нефтепроницаемости после имитации вторичного вскрытия по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия бурового раствора.

Гелево-эмульсионный буровой раствор «МУЛЬТИБУР»

«МУЛЬТИБУР» - гелево-эмульсионный буровой раствор с повышенной ингибирующей способностью. Благодаря применению солей двухвалентных металлов в «МУЛЬТИБУР» достигается плотность до 1600 кг/м3. Из-за отсутствия в составе баритового утяжелителя раствор идеально подходит для вскрытия продуктивных пластов.

Применение

Для бурения различных типов скважин, содержащих протяженные интервалы активных глин, обвальных и неустойчивых глин, и вскрытия продуктивных пластов.

Особенности

  • применение ингибирования двухвалентными катионами позволяет обеспечить активность фильтрата ниже активности флюидов, насыщающих глинистые породы, что приводит к осушке призабойной зоны и исключает набухание глинистых минералов
  • повышенная смазочная способность и устойчивость стенок скважины достигается из-за применения эмульсии 1-го рода
  • обеспечение стабильности ствола скважины
  • высокое качество очистки ствола скважины обеспечивается применением специально подобранных неионогенных полимеров, структурообразователей и понизителей фильтрации
  • наличие в составе специально подобранного фракционного карбоната кальция приводит к минимальному проникновению фильтрата и твёрдой фазы в пласт и обеспечивает минимальное влияние на коллекторские свойства продуктивного пласта

Преимущества

  • высокая ингибирующая способность
  • низкий показатель фильтрации
  • хорошие смазочные свойства
  • относительно низкая стоимость
  • сохранение проницаемости продуктивного пласта
  • широкий диапазон плотностей без применения баритовых утяжелителей

Основные параметры

Плотность, г/см3

1,30…1,60

Условная вязкость, с

35…55

ПФ, мл/30 мин

4…7

Пластическая вязкость, сПз

≥40

ДНС, фунт/100 фут2

20…50

СНС 10с/10мин, фунт/100 фут2

15-20/9-10

рН

8…9

МВТ, кг/м3

≥40

Содержание твердой фазы, %

≥15


Экономия

Благодаря улучшенным ингибирующим, смазочным, капиллярным воздействиям на стенки скважины, «МУЛЬТИБУР» по эксплуатационным свойствам не уступает РУО, но превосходит его по экономическим характеристикам.

Влияние бурового раствора на вскрытие продуктивного горизонта

Разработанный раствор приводит к минимальному загрязнению продуктивного пласта на уровне с РУО.

Тип раствора

Образец керна kабс, мД

βост, %

«МУЛЬТИБУР»

831

91,5

РУО

2500

98

Примечание:
βост - восстановление нефтепроницаемости после имитации вторичного вскрытия по отношению к нефтепроницаемости пласта до воздействия бурового раствора.

Проведены промышленные испытания раствора, при этом было отмечено следующее:

  • раствор исключительно стабилен (не расслаивается и не пенит)
  • отлично ингибирует глину (после бурения больше 800 м - MBT=7 кг/м3)
  • низкое содержание коллоидной фазы не загрязняет пласт
  • спуско-подъемные операции проходили без затяжек и посадок
  • возможно вторичное использование данной системы
  • достигнуто увеличение средней механической скорости на 35%
  • сокращены затраты на буровой раствор из-за снижения объёма приготовленного раствора (в среднем на 33%)

Аэрированный буровой раствор

Аэрированный буровой раствор - вспененный биополимерный раствор с удельным весом ниже плотности воды.

Применение

Бурение пластов с низким пластовым давлением, качественное вскрытие истощенных продуктивных коллекторов с АНПД с минимальным негативным воздействием на коллекторские свойства пласта при имеющихся пластовых условиях.

Особенности и преимущества

Данный раствор может быть приготовлен с использованием:

  • пресной воды
  • минерализованной воды
  • морской воды
  • насыщенного раствора хлорида натрия
  • различных солей муравьиной кислоты (индивидуальные соли и смеси солей)
  • растворов различных бромидов
  • с добавлением кольматанта – CaCO3

Основные параметры

Плотность, г/см3

0,83…1,06

PV, сПз (МПа⋅с)

21

AV, сПз

44,5

YP, дПа

225,13

n

0,39

k, сП

3089,87

Gel 10 сек, дПа

110,17

Gel 10 мин, дПа

124,54

Время стабильности, ч

не менее 96

Известково-гипсовые растворы

Известково-гипсовые растворы - это ингибириующие кальциевые системы, содержащие в качестве поставщиков ионов кальция известь и гипс, действие которых основано на переводе натриевой глины в кальциевую и предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую, в результате чего снижается гидратация и набухание глиносодержащих пород.

Применение

Бурение в интервалах неустойчивых глиносодержащих пород, в условиях углекислой агрессии и высоких температур.

Преимущества

  • высокая ингибирующая способность
  • термостойкость до 160-200°С
  • постоянное содержание Ca2+ в фильтрате бурового раствора
  • низкий показатель фильтрации
  • возможность получения растворов высокой плотности (до 2,2 г/см3)
  • длительная устойчивость к биодеструкции

Основные параметры

Плотность, г/см3

1,10…2,20

Условная вязкость, с

40…60

ПФ, мл/30 мин

4…5

Пластическая вязкость, сПз

20…50

ДНС, фунт/100 фут2

25…80

СНС 10с/10мин, фунт/100 фут2

12-20/15-45

рН

8…9

МВТ, кг/м3

≥40

Содержание хлоридов Сa2+, мг/л

700…3000

Вследствие невысокой растворимости гидроокиси и сульфата кальция известково-гипсовые растворы являются саморегулирующимися системами. Содержание кальция в них практически постоянно, т.к. известь и сернокислый кальций в раствор добавляют в избытке.

Известково-гипсовые растворы обеспечивают качественную очистку ствола скважины от выбуренной породы, устойчивость стенок скважины, обладают повышенной удерживающей способностью в статическом состоянии.

Разработанный известково-гипсовый раствор прошел успешно испытание на месторождении Озек-Суат (Ставропольский край) в условиях высокой углекислой агрессии, высоких температур (до 165°C) и водопроявлений.

Раствор на водной основе для бурения в условиях высоких температур (до 246°C)

Раствор на основе сульфированных синтетических акриловых сополимеров.

Применение

Предназначен для бурения в условиях высоких забойных температур (до 246°C) и высокой минерализации, полиминеральной и сероводородной агрессии.

Особенности

При составлении рецептуры термосолейстойкого бурового раствора используются четыре ключевых реагента:

  1. Ингибитор набухания глинистых сланцев - предпочтение отдается неорганическим солям.
  2. Сополимеры акриламида – регуляторы фильтрации и реологии.
  3. Сульфированный асфальт – регулятор фильтрации и реологии.
  4. Бентонит - для создания фильтрационной корки и структуры бурового раствора.
  5. Термостойкий дефлокулянт на основе танина – регулятор вязкости.

Основные параметры

Плотность, г/см3

2,09

PV, сПз (МПа⋅с)

43

AV, сПз

57

YP, дПа

134,12

n

0,68

k, сП

513,47

Gel 10 сек, дПа

23,95

Gel 10 мин, дПа

33,53

Технологические жидкости без твердой фазы плотностью 1,35-2,30 г/см3

Основной задачей подбора жидкости для глушения и заканчивания скважин является минимизация загрязнения продуктивного пласта. В большинстве районов с невысокими пластовыми давлениями для выполнения этой задачи используются рассолы солей калия, натрия, кальция, которые дают возможность готовить жидкости с удельным весом от 1,02 до 1,36 г/см3. В тех случаях, когда необходимо применение жидкостей с удельным весом выше 1,36 г/см3 широкое применение в мировой практике нашли соли бромидов кальция, натрия и цинка, а в последнее время также растворы на основе формиата натрия, калия и цезия. Среди стандартных операций, в которых применяются чистые рассолы - глушение, ловильные работы, перфорация, промывка, бурение и намывка гравийного фильтра, а так же для приготовления пакерных жидкостей. Для выполнения необходимых функций жидкости заканчивания должны оказывать противодавление на продуктивный пласт, транспортировать твердые частицы, наносить минимальное загрязнение продуктивному пласту, быть стабильными на поверхности и в забойных условиях, быть экологически приемлемыми или использоваться при контролируемом воздействии на окружающую среду, при этом использование таких жидкостей должно быть экономически обосновано.

Основными свойствами жидкостей заканчивания на основе солей являются плотность, содержание механических примесей и температура кристаллизации. Заданная плотность необходима для контроля пластового давления. Прозрачность или содержание механических примесей определяется с целью контроля загрязнения продуктивного пласта и перфорационных отверстий. Температура кристаллизации определяет возможность применения рассолов в различных климатических условиях.

Используемые неорганические соли и плотности получаемых рассолов

Применяемые неорганические соли

Плотность рассола, г/см3

HCOONa

1,10÷1,34

CaCl2

1,08÷1,39

NaBr

1,20÷1,50

NaCl/NaBr

1,20÷1,50

К2CO3

1,20÷1,55

HCOOK

1,30÷1,60

CaBr2

1,40÷1,81

CaCl2/ CaBr2

1,40÷1,81

CaBr2/ ZnBr2

1,68÷2,30

CaCl2/CaBr2/ZnBr2

1,70÷2,30

ZnBr2

2,30÷2,52

HCOOC2

1,73÷2,46

Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта

Технологическая жидкость для химической очистки ПЗП представляет собой синергетическую смесь химических и биологических реагентов, селективно действующих на компоненты бурового раствора, используемого для вскрытия продуктивного пласта, и созданную фильтрационную корку.

Применение

Очистка ПЗП от фильтрационной корки, отложившейся на стенках скважины, увеличение проницаемости продуктивного пласта.

Особенности и преимущества

  • экологическая безопасность и низкая токсичность реагентов – все используемые агенты биоразлагаемы, имеют низкий класс биологической опасности и малотоксичны
  • низкая коррозионная активность – в отличие от традиционного метода кислотных обработок, данная система не является коррозионноактивной и не требует дополнительного использования дорогостоящих ингибиторов коррозии и особых мер предосторожности при транспортировке и хранении
  • скорость реакции растворов разрушителей – компоненты системы работают гораздо медленнее и «мягче» кислот, не склонны к активным химическим реакциям с пластовыми флюидами или минералами, слагающими коллектор, что позволяет существенно снизить риск загрязнения ПЗП
  • аномально высокая вязкость фильтрата, ограничивающая его проникновение в продуктивный пласт
  • низкая вероятность загрязнения коллектора продуктами реакции – компоненты технологической жидкости для очистки ПЗП действуют селективно на компоненты фильтрационной корки, не вступая во взаимодействие с коллектором и пластовым флюидом, переводя в полностью водорастворимую форму компоненты фильтрационной корки, не создавая механических примесей, способных дополнительно загрязнить ПЗП
  • компонентный состав подбирается индивидуально в зависимости от компонентов фильтрационной корки, которую необходимо удалить