Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

глинистой фазы удается получить эмульсии без химической обработки и добавления эмульгаторов, но такие эмульсии грубодисперсны и недостаточно устойчивы. Далее указывается, что преодолеть это можно путем химической обработки.

Диспергируя и стабилизируя глинистые частицы, усиливая гидрофильность глинистого компонента, химические реагенты активизируют его роль какэмульгатораиспособствуютобразованиюпрочныхзащитныхслоев.

В случае приготовления эмульсионных растворов из МНБ основные условия указанного положения по обеспечению качественного эмульгирования не выполняются, глина гидрофобизируется, но получаемые эмульсии стабильны и тонкодисперсны. Размер глобул нефти в них меньше, чем

вобычных нефтеэмульсионных растворах с эмульгаторами. Так, эмульсионный 8%-й бентонитовый раствор, содержащий 10 % нефти, стабилизированный 0,25 % газойлевого контакта, содержит более 90 % глобул размером 10–1400 мкм. В эмульсионных растворах, приготовленных из МНБ, достигается более высокая степень дисперсности. Размер глобул нефти

вэмульсионном 8%-м бентонитовом растворе из МНБ при перемешивании со скоростью 6,1 м/с в течение 1 ч составляет 3 мкм и менее (рис. 1.18),

вто время как, по данным [33], только с лучшими эмульгаторами возможно довести их размер до 2 мкм.

Рис. 1.18. Влияние удельной работы диспергирования на изменение θ10 и показателя фильтрации (Ф) эмульсионных буровых растворов:

1, 5 – V10 раствор из МНБ с добавкой 0,2 масс. % эмультала и 0,5 масс. % дисолвана соответственно при продолжительности контакта бентонита с нефтью 1 ч; 2, 3 – V10 раствора из МНБ без добавок при длительности контакта 1 и 24 ч соответственно; 4 – V10 раствора, получаемого по обычной технологии; 6 – Ф раствора из МНБ при продолжительности контакта 1 ч

92

эмульсии показатели прочности структуры достигают при q = 2250 Вт · ч/кг максимальных значений.

При удельной работе диспергирования более 2250 Вт · ч/кг ввиду повышения дисперсности глобул воды в инвертной эмульсии уменьшается

итолщина адсорбционных слоев, что совместно с большей частотой контактов является причиной инверсии гидрофобной эмульсии. Последнее обусловливает снижение структурных свойств и повышение показателя фильтрации (см. рис. 1.18). С увеличением удельной работы возможно увеличение дисперсности гидрофобизованных нефтью глинистых частиц,

ипри q > 3750 Вт · ч/кг (в случае контакта глины с нефтью в течение 1 ч)

создаются условия для стабилизации значительно большего числа постоянно образующихся в процессе диспергирования глобул инвертной эмульсии. Предполагается, что достижение максимальных значений статистических напряжений сдвига происходит в основном за счет диспергирования обеих эмульсий, а для диспергирования гидрофобизованных глинистых частиц, по-видимому, требуется приложение большей энергии (более 3750 Вт · ч/кг), поэтому при q > 3750 Вт · ч/кг возможна стабилизация обратной эмульсии. Смещение характерных областей вправо при 24-часовом контактировании является подтверждением этому, так как с увеличением длительности контакта повышается гидрофобность глинистых частиц за счет адсорбции большего количества смол и асфальтенов.

Образование и стабилизация инвертной эмульсии сопровождается повышением структурных свойств и снижением показателя фильтрации (см. рис. 1.18). Для доказательства вышеуказанного положения об образовании и инверсии при определенной удельной работе диспергирования были поставлены следующие эксперименты. Приготовление нефтеэмульсионного раствора из МНБ q = 2250–4500 Вт · ч/кг осуществляли с добавкой 0,2 % эмультала. Предполагалось, что ввод эмультала компенсирует недостающее количество эмульгатора, в результате будет достигнута стабилизация инвертной эмульсии, и, как следствие, произойдет повышение θ10. Действительно, введение эмульгатора для гидрофобной эмульсии подтверждает вышеуказанные предположения, и изменение θ10 от работы диспергирования приобретает однозначный характер.

В следующей серии экспериментов добивались предупреждения образования гидрофобной эмульсии добавкой 0,5 % дисолвана 4411. В результате получены буровые растворы с низкими структурными свойствами, что является одним из показателей образования эмульсии типа «масло – вода».

94

1.3.6. Состав, технология приготовления и регулирования свойств пресных буровых растворов низкой

и пониженной плотности

Технология получения пресных буровых растворов низкой и пониженной плотности заключается в следующем. На пресной воде (Ж≤ 6 ммоль/л) готовят суспензию из БМ-1 или БМ-2 концентрацией 4–5 или 3–4 % соответственно и производят диспергирование суспензии, используя любое диспергирующее устройство. Стабилизации и снижения показателя фильтрации бурового раствора достигают обработкой 0,5–0,75 % УЩР или 0,1 % КМЦ-500 (КМЦ-600). В случае применения модифицированных бентопорошков получают буровые растворы плотностью 1020–1050 кг/м3 (табл. 1.29). С помощью добавления нефти буровые растворы переводили в нефтеэмульсионные. Расход нефти на приготовление нефтеэмульсионных глинистых растворов пониженной плотности составляет 3–10 % к объему раствора (см. табл. 1.29). Перевод обычных буровыхрастворов внеэмульсионные позволил не только

Таблица 1 . 2 9

Состав и свойства пресных глинистых растворов низкой и пониженной плотности из БМ-1 и БМ-2

Примечания:

1.МНБМ-1 (3) – модифицированный нефтью БМ-1, в скобках дано содержание нефти в %.

2.МНБМ-2 – модифицированный нефтью БМ-2.

3.Во всех растворах δ = 0,5 · 10–3 м, S = 0, Ж ≤ 5 ммоль/л.

96

повысить качество раствора, но и уменьшить концентрацию БМ-1 и БМ-2 для получения буровых растворов с регламентированными структурно-механи- ческими свойствами. Так, при приготовлении неэмульсионных буровых рас- творовизМНББМ-1 составляет4,0 %, аБМ-2 – 3,5 % (табл. 1.30).

Таблица 1 . 3 0

Применение модифицированного нефтью бентонита для приготовления ЭГКР

Примечания:

1.Карбонатнаясуспензияимелапоказатели: ρ= 1060–1080 кг/м3, Ж= 2–8 мг-экв/л,

рН= 9–9,5.

2.ВП – выбуренная порода, %.

3.МНБ – модифицированный нефтью обычный бентонит; 15:22 – весовое соотношение бентонита и нефти.

97

97

Следует отметить, что буровые растворы, приготовленные из МНБ, имеют более высокие значения структурно-механических показателей

иболее стабильны по сравнению с обычными эмульсионными растворами, что обусловлено особенностями структурообразованиями и эмульгирования при данном способе получения эмульсионных растворов. Технология регулирования показателей пресного бурового раствора пониженной плотности в процессе бурения проста и заключается в следующем. В процессе углубления скважин жесткость фильтрата бурового раствора поддерживают на уровне 6 ммоль/л, так как при ее более высоких значениях отмечается коагуляционное загущение бурового раствора. В случае роста жесткости буровой раствор обрабатывают карбонатом натрия, расход которого определяют по номограмме. При повышении плотности, условной вязкости и статистических напряжений сдвига бурового раствора выше регламентированных показателей их снижения достигают путем разбавления водой. Снижение условной вязкости и статических напряжений сдвига пресных буровых растворов может происходить в результате уменьшения концентрации твердой фазы или избытка реагента-стабилизатора. Их повышение достигается путем добавки структурообразователя (бентонита) или прекращения ввода реагента-стабилизатора.

1.3.7.Состав, технология приготовления и регулирования свойств эмульсионно-глинисто-карбонатного раствора

Всвязи с перспективностью использования выбуренных карбонатных пород в качестве дисперсной фазы буровых растворов разработан ЭГКР. ЭГКР представляет собой эмульсионно-суспензионно-коллоидную систему, в которой дисперсной фазой являются частицы выбуренных карбонатных

исульфатных пород (60–90 %) и вводимые в циркуляцию глинистые частицы (40–10 %), а дисперсионной средой – эмульсия. В качестве эмульгатора служит дисперсная фаза бурового раствора, гуминовые кислоты или другие химические реагенты, применяемые для его обработки.

Экспериментально показано, что МНБ эффективно применять для стабилизации карбонатных суспензий. Так, если для приготовления ЭГКР по обычной технологии расходуется 6–8 масс. % ОБ, то в случае приготовления раствора из МНБ при удельной работе диспергирования 2250 Вт · ч/кг

ипродолжительности контакта бентонита с нефтью 1–2 ч концентрация его не превышает 4–5 масс. %. Получаемый при этом ЭГКР без хими-

98

структурообразования в значительной мере зависит от степени дисперсности глин. Для этого в начале второй стадии поддерживают повышенные значения рН 8,5–9,5, способствующие химическому диспергированию. Наряду с этим практикуют ввод суспензии через приемы буровых насосов или технологическую обвязку – буровой манифольд, что обеспечивает механическое диспергирование частиц глины при движении ее через турбобур и по стволу скважины. Перспективным является использование БПР для приготовления суспензии, а штуцерной камеры – для ее диспергирования. Диспергирование может совмещаться во времени со спуско-подъемными или другими операциями. При необходимости возможна постановка параллельно двух камер. Диаметр штуцеров подбирается в зависимости от типа буровых насосов и диаметра установленных на них втулок.

Обработка раствора химическими реагентами осуществляется за 30–50 м до кровли продуктивного пласта. Первоначально снижают жесткость фильтрата 4%-м водным раствором Na2СO3. Расход ее определяют по формуле (1.1) или по номограмме:

где G – расход карбоната натрия для обработки раствора, кг; Ж – жесткость фильтрата, моль/л; Vф – объем фильтрата, м3; К – поправочный коэффициент (для месторождений и площадей Пермского Прикамья установлен и практически равен 1,83); а – мг-экв Na2СO3.

Обработка раствора содовой водой считается законченной при снижении жесткости до 6 ммоль/л. Дальнейшая обработка раствора зависит от того, чем производят стабилизацию карбонатной суспензии. Если ее стабилизируют глинистым раствором, то обработку осуществляют нефтяной эмульсией, аесли ЭГКР из МНБ, то УЩР. Нефтяная эмульсия добавляется для снижения показателя фильтрации, повышения стабильности и структурно-механических

100