ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОМЫВКЕ СКВАЖИН РАСТВОРАМИ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

  Главная        Учебники - Техника         Технологические свойства буровых растворов (Михеев В. Л)

 поиск по сайту     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  49  50  51  52  53  54  55 

 

 

§ 4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОМЫВКЕ СКВАЖИН РАСТВОРАМИ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

Растворы на нефтяной основе (РНО)

Впервые растворы на нефтяной'основе были разработаны и применены в США. Эти растворы представляют собой сложную коллоидно-химическую систему, в которой дисперсионной средой является нефть или продукты ее переработки, а дисперсной фазой — различные твердые нефтепродукты (окисленный битум, асфальт), а также аминированный бентонит и др. По опыту применения растворов на нефтяной основе в США известно, что они почти не снижают естественной проницаемости продуктивного пласта, поддерживая ее на уровне 98—100% [83].

В СССР растворы на нефтяной основе были разработаны в МИНХи ГП и ВНИИБТ под руководством профессора К. Ф. Жи-гача. Отечественные рецептуры РНО отличались от рецептур США тем, что их готовили на базе нефтепродуктов, выпускаемых нефте перерабатывающей промышленностью. Дисперсионной средой в них являлось дизельное топливо, а коллоидной фазой служил высокоокисленный битум с температурой размягчения 140— 160° С или битум марки «Рубракс» с температурой размягчения 128—150° С. В качестве стабилизаторов битума в дизельном топливе использовали добавки синтетических жирных кислот, окисленный парафин, окисленный петролатум и т. д. Плотность растворов на нефтяной основе составляет 0,89 —0,98 г/см3. При вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением нефти и газа РНО утяжеляли до необходимой плотности баритом, гематитом, молотым известняком. Первые рецептуры таких растворов состояли из 80—85% дизельного топлива, 15—20% высокоокислен-ного битума, 2—3% окисленного парафина и 1—1,5% каустической соды [23 ].

Несколько позже для структурирования РНО в них добавлялся измельченный гидрат окиси кальция; известь и битум вводили в порошкообразном виде в соотношении 2:1.

В дальнейшем в МИНХиГП совместно с УфНИИ были разработаны рецептуры РНО на основе сырой, промысловой нефти» не содержащей легких фракций [23].

Отличительными особенностями РНО являются весьма низкая фильтрация в статических условиях и незначительное ее повышение при циркуляции раствора в cкважине. В процессе фильтрации РНО в продуктивный пласт фильтруется углеводородная фаза, которая имеет общее сходство с пластовой нефтью.

Экспериментальные исследования К. Ф. Пауса [67], К. Л. Мин-хайрова, Л. К. Мухина [51] показали, что при нормальной температуре фильтраты растворов на нефтяной основе практически не снижают проницаемости Корнов (В = 100%). При повышении температуры до 75° С коэффициент удельной продуктивности |3 остается в пределах 98—100%, при температуре 125°С В сни

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

Буровой раствор

Длитель­ность экс­плуатации,

мес

Дебит.

т/сут

Снижение

дебита.

%

На нефтяной основе

8

72,0

0

Вода с добавкой ПАВ (8—14%

8

45,0

37,5

дисольпана)

 

 

 

Пластовая вода с добавкой ПАВ

8

39,0

46,0

(дисольван)

 

 

 

Глинистый

8

33

54,0

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.