|
|
содержание .. 49 50 51 52 53 54 55
§ 4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОМЫВКЕ
СКВАЖИН РАСТВОРАМИ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ жается до 92—95%. При применении растворов, полученных на основе дизельного топлива, коэффициент удельной продуктивности составляет 96—97%. Эти системы буровых растворов прошли промышленные испытания при вскрытии продуктивных пластов на месторождениях Азербайджана, Ставропольского края, в Татарин и Башкирии, Нижнем Поволжье и т. д. При вскрытии нефтяных коллекторов с промывкой РНО были получены удельные дебиты в 2—5 раза выше, чем по скважинам, законченным с промывкой глинистым раствором [53 ] В табл. 32 приведены результаты влияния различных промывочных сред на снижение дебита нефти в скважине. Таблица 32
Примечание. Результаты получены по скв. 503 Арланского месторождения. Из табл. 32 видно, что несмотря на то что нефтяной пласт скв. 503 был вскрыт с промывкой РНО, прн последующей промывке технической, пластовой водой с дисольваном и глинистым раствором дебит скважины резко снизился Эти данные свидетельствуют о том, что проникновение воды и глинистого раствора в пласт ухудшает коллекторские свойства пласта и нефтеотдачу скважины. В США для вскрытия и заканчивания скважин широко используются рецептуры инвертных эмульсионных растворов, содержащих от 20 до 80% водной фазы. В нашей стране в УФНИИ и МИНХиГП были разработаны рецептуры инвертных эмульсий, приготовляемых на основе РНО путем добавки к ним 1—3% эмульгатора (НЧК) и смешения с водой в соотношении 1 : 1 или 1 : 1,5. Эмульсии такого типа были испытаны К- Л. Минхайровым на пяти скважинах Арланского месторождения; при этом были получены результаты, близкие к результатам вскрытия пластов растворами на нефтяной основе. Однако растворы на нефтяной основе и инвертные эмульсии можно применять не только для повышения эффективности вскрытия и заканчивания нефтегазоносных коллекторов, но и для промывки скважин в осложненных условиях. В последние годы их стали применять для разбуривания отложений солей, пластичных глин с целью предупреждения кавер- нообразований, растворения солей и увлажнения глинистых сланцев. Для этих целей были разработаны известково-битумные растворы с регулируемой активностью водной фазы, представляющие собой гидрофобную эмульсию, где в качестве дисперсионной среды используется раствор битума в соляровом масле или нефти, а дисперсной фазы — водный раствор электролита (СаС12, MgCl2 и др.). Основой для получения такой эмульсии служит известковобитумный раствор [53]. При приготовлении известково-битумного раствора особое внимание следует уделять равномерности ввода составляющих его компонентов и перемешиванию при нагревании. Обычно для этих целей используют гидромешалку, которую заполняют дизельным топливом или нефтью в количестве до 20 м3. Через смесительную коронку в гидромешалку добавляют 4 т битумного порошка для дизельного топлива и 3 т — для нефти. После диспергирования битума в углеводородную жидкость добавляют 0,7 м3 воды, 0,5 м3 сульфонола и 4 т извести. После добавки извести раствор тщательно перемешивают в течение 5—6 ч. В результате гашения извести известково-битумный раствор может нагреться до 75—90° С. Выделение тепла при гашении извести позволяет в летнее время не подогревать ИБР в процессе его приготовления, а в зимнее время необходим дополнительный подогрев. Приведенная рецептура ИБР позволяет получить: вязкость 80—100 с; плотность 0,98—1,02 г/см3; фильтрацию 0; CHС1/10 1) -5/6—10 мгс/см2. При необходимости утяжеления в ИБР дополнительно вводят 0,5 м3 сульфонола на гидромешалку и добавляют барит до получения требуемой плотности. В случае повышения вязкости раствор разбаатяют дизтопливом (1 -2 м3). Для предупреждения смешивания ИБР с глинистым раствором на водной основе в скважину необходимо закачать 15—20 м3 1%-ного водного раствора сульфонола, после чего 7—10 м3 буферной жидкости. Буферной жидкостью может служить нефть, дизельное топливо, битумный концентрат. Регулирование показателей ИБР осуществляют введением составляющих компонентов раствора. Для снижения вязкости добавляют 1 —1,5% дизельного топлива или нефти и 0,1—0,15% сульфонола. Повышения структуры раствора достигают вводом 1—2 вес. % битума или 3—5 вес. % извести. Плотность ИБР регулируют добавками барита, гидро- фобизация которого проводится сульфонолом в количестве 1,5 вес. %, от введенного в раствор утяжелителя. Для снижения плотности в раствор вводят известково-битумный концентрат или разбавляют его нефтью или дизельным топливом. Эти технологические операции позволяют поддерживать показатели ИБР в следующих пределах: вязкость 35—40 с, плотность 0,98—2,0 г/см3, СПС 5—20 20—60 мгс/см2, фильтрация 0, содержание воды — не более 20%. Наличие такого количества воды в ИБР приводит к увлажнению глинистых пропластков и их разупрочнению. Для предупреждения осложнений в глинах актив ность воды в ИБР регулируют растворением в ней электролитов: NaCI, СаС12, MgCl2 и др. Чтобы снизить активность воды в ИБР до уровня активности водной фазы глинистой породы (P/Ps = 0,60), в воде растворяют 35% СаС12, что уменьшает увлажнение глин и в значительной мере сохраняет их устойчивость на стенках скважины [53]. Другими преимуществами РНО и ИБР по сравнению с растворами на водной основе являются их высокая смазочная способность, низкая абразивность, высокие антикоррозионные свойства. Последнее приобретает особое значение при бурении в солях, где сильно проявляется химическая коррозия бурильного инструмента и обсадных труб. Кроме того, промывка скважин ИБР значительно повышает стойкость долот, их работоспособность, уменьшает износ и повышает длительность работы бурового оборудования. Так, при бурении скв. 55 Левкинская с промывкой ИБР в интервале 3900—4750 м было достигнуто увеличение коммерческой скорости бурения в 4 раза и проходки на долото в 5 раз [53]. Однако высокая стоимость, сложность приготовления, пожароопасность и неудобство эксплуатации таких растворов в промысловых условиях сдерживают широкое применение таких систем буровых растворов при проводке глубоких скважин.
|
|
|