Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

в качестве дисперсной фазы пластовой воды повышенной минерализации или насыщенных водных растворов хлорида магния позволяет сократить расход барита для утяжеления раствора и снизить содержание твердой фазы в последнем. Так, расход барита для получения ИЭР плотностью 1200 кг/м3 составляет 0,21 и 0,09 т/м3 при применении в качестве дисперсной фазы пластовой воды ρ = 1170 кг/м3 и 35%-го водного раствора МgCl2 соответственно. Ввод в эмульсию барита способствует снижению ее фильтрации.

Наиболее интенсивное снижение показателя фильтрации достигается при повышении концентрации барита до 20–30 масс. %. Дальнейшее увеличение содержания барита, особенно более 80 масс. %, весьма незначительно сказывается на изменении показателя фильтрации. Последнее, очевидно, обусловлено тем, что до определенной концентрации барит играет роль твердого эмульгатора, а далее – наполнителя. Наибольшее снижение фильтрации с утяжелением исходного раствора до ρ = 1850 кг/м3 достигается при использовании в качестве эмульгатора У-1. Снижение фильтрации при утяжелении определяется, по-видимому, совместным действием твердого эмульгатора и ПАВ.

А.Б. Таубманом и С.А. Никитиной с сотрудниками в [106] показано, что стабилизирующее действие сводится к образованию весьма прочной стабилизирующей оболочки. Установлено, что увеличение концентрации дисперсной фазы с 69,1 до 77,3 масс. % в утяжеленных ИЭР плотностью 1200–1800 кг/м3 способствует снижению их фильтрации со всеми рассматриваемыми эмульгаторами в 1,3–2 раза (табл. 1.41). Растворы, полученные с использованием эмульгаторов У-1, С-5 и В-35, имеют более низкие значения условной вязкости и структурных свойств при утяжелении до 1800–1900 кг/м3, чем растворы, приготовленные с применением эмультала. Условная вязкость и статические напряжения сдвига ИЭР с увеличением содержания барита до20–25 масс. % проходятчерезмаксимум.

На основании проведенных исследований можно сделать следующие выводы. С применением в качестве эмульгаторов укринола-1, смазки С-59Ц и присадки ВНИИНП-354 возможно получение утяжеленных ИЭР, обладающих в сравнении с известными эмульгаторами минимальными значениями условной вязкости и структурно-механических свойств. Кроме того, предложенные эмульгаторы недефицитны и дешевле известных. Так, стоимость одной тонны У-1 составляет 510 руб. против 1480 руб. эмультала.

131

Из рассмотренных ПАВ У-1 обеспечивает наибольшую термостойкость, имеет требуемые структурно-механические и минимальные фильтрационные показатели свойств инвертно-эмульсионных буровых растворов при сравнительно высоких величинах электростабильности.

Ввод в ИЭР до 20–30 масс. % барита вызывает снижение фильтрации, а также повышение условной вязкости и статических напряжений сдвига, что, по-видимому, связано с повышением степени эмульгирования. Дальнейшее утяжеление инвертной эмульсии уменьшает интенсивность снижения фильтрации, условная вязкость и статические напряжения сдвига также снижаются.

1.5.3. Исследования влияния СМАД-1 на показатели свойств инвертно-эмульсионного бурового раствора

Оценка влияния СМАД-1 на показатели свойств инвертных эмульсий проводилась на эмульсии следующего состава (в масс. %): дизельное топливо – 22; вода – 73,24; У-1 – 0,42; бентонит – 0,45; хлорид кальция – 5 (содержание последнего дано в масс. % от объема воды). В первой серии опытов оценка изменения параметров эмульсии проводилась при переменном объемном соотношении «дизельное топливо: вода», во второй – с учетом количества дизельного топлива, содержащегося в составе СМАД-1. Содержание СМАД-1 в эмульсии изменялось от 1 до 12 % от объема.

Выявлено, что в интервале концентраций СМАД-1 от 1 до 8 % условная вязкость и статические напряжения сдвига растут с одновременным снижением показателя фильтрации. При концентрациях СМАД-1 7–9 % получены устойчивые эмульсии с показателями: УВ100 = 88–90 с, θ1/10 = = 3,7–4/5, 1–5,4 Па. По мере дальнейшего увеличения содержания СМАД-1 вязкость и статические напряжения сдвига уменьшаются, а показатель фильтрации возрастает.

Полученная зависимость изменения условной вязкости и статических напряжений сдвига при варьировании добавок СМАД-1 вызвана, повидимому, процессами, происходящими на межфазной поверхности, как это имеет место, например, при добавках в глинистые растворы реагентовстабилизаторов. Введенные в систему эфирокислоты в присутствии У-1 стабилизируют глобулы дисперсной фазы путем формирования на них адсорбционного слоя. Поскольку до определенной его толщины силы взаимодействия между глобулами значительны, возможно повышение ус-

133

ловной вязкости и статических напряжений сдвига. После стабилизации всех глобул избыточные добавки эфирокислот в эмульсии расходуются на утолщение адсорбционных слоев, что, очевидно, и сказывается на уменьшении сил взаимодействия и снижении показателей реологических свойств. На снижение условной вязкости, статических напряжений сдвига и повышение показателя фильтрации при значительных добавках СМАД-1 (более 9 %) могло оказать также влияние и нарушение соотношения фаз «дизельное топливо: вода» с 22:73,24 до 27,4:67,84.

Во второй серии опытов достигнуты более высокие значения условной вязкости, которые обусловлены отсутствием эффекта разбавления. Таким образом, требуемые концентрации СМАД-1 и окисленного петролатума для стабилизации инвертных эмульсий с использованием в качестве эмуль- гатораУ-1 находятсявпределах4–6 и1,6–2 об. % 3,44–5,16 и1,47–1,84 масс. % соответственно. Изменение концентрации СМАД-1 в инвертной эмульсии дает возможность регулировать ее структурно-механические показатели в широких пределах.

1.5.4. Влияние добавок нефти на показатели инвертно-эмульсионного бурового раствора и способ восстановления его свойств

Актуальность данного вопроса определяется возможностью попадания нефти в ИЭР при применении его для вскрытия продуктивных горизонтов, выполнении технологических операций при подземном и капитальном ремонте скважин и связанным с этим нарушением агрегативной устойчивости системы.

Исследовалось влияние добавок нефти в неутяжеленные и утяжеленные ИЭР. Готовились эмульсии со следующим содержанием ингредиентов (масс. %): дизельное топливо – 22; пластовая вода (ρ = 1170 кг/м3) – 74,75 или водный раствор МgCl2 плотностью 1290 кг/м3 – 73,2; У-1 – 0,4; СМАД-1 – 2,4–3,9; бентонит – 0,45–0,5. Концентрация СМАД-1 в ряде проб эмульсии преднамеренно занижена с целью оценки характера изменения показателей свойств ИЭР при добавках нефти в наиболее неприемлемой (опасной) концентрации, что зачастую возможно в практике проводки скважин.

К неутяжеленной и утяжеленной эмульсиям указанного состава добавлялась нефть в количестве 2, 4, 6, 8 и 10 об. %. В экспериментах при-

134

менялась нефть Ординского месторождения, имеющая плотность 872 кг/м3, вязкость при 20 °С 0,1554 сП с содержанием (в%): серы– 1,35, смол нейтральных – 11,4, асфальтенов – 1,5 и парафинов – 6. Установлено, что увеличение добавки нефти вызывает снижение условной вязкости, статических напряжений сдвига и ухудшение стабильности. Так, если исходный неутяжеленный ИЭР имел показатели УВ100 = 60 с, θ1/10 = 3,4/5,2 Па, то после добавки 2 об. % нефти показатели его стали следующими УВ100 = 48 с, θ1/10 = 1,7/2,7 Па. Дальнейшее увеличение концентрации нефти привело к падению статических напряжений сдвига до весьма малых значений, не фиксируемых прибором СНС. Величина условной вязкости также уменьшилась, ухудшилась стабильность раствора и увеличился показатель фильтрации (табл. 1.42).

Таблица 1 . 4 2

Влияние добавок нефти на показатели свойств инвертно-эмульсионного бурового раствора

Примечание: во всех растворах δ = 0,5 · 10–3 м; Ж = 1 ммоль/л; ВП = 77 %.

135

Ухудшение качества ИЭР при вводе нефти обусловлено как разбавлением эмульсии, так и процессами, протекающими в адсорбционном слое, которые, по-видимому, в наибольшей мере оказывают влияние на ее качество. Это подтверждается тем, что при добавке 10 % дизельного топлива эмульсия стабильна и имеет θ1/10 = 1,6/2,7 Па, тогда как при добавке такого же количества нефти последняя имеет минимальные значения статических напряжений сдвига, не фиксируемых прибором СНС, и нестабильна (см. табл. 1.42).

Из приведенных данных следует, что добавка в неутяжеленном ИЭР, в котором в качестве дисперсной фазы применялась пластовая вода, до 4 об. % нефти не оказывает существенного влияния на его показатели, за исключением снижения статического напряжения сдвига в 6–8 раз, однако ИЭР остается пригодным для применения в качестве промывочного агента.

Восстановление показателей свойств ИЭР, содержащего более 4 об. % нефти, предложено производить обработкой СМАД-1. Так, исходный рас-

твор, содержащий 10 % нефти с параметрами УВ100 = 33 с, θ1/10 = 0/0 Па, С = 15 кг/м3 после 0,5 % СМАД-1 имел следующие показатели: УВ100 = 47 с, θ1/10 = 2,6/4 Па, С = 0. При применении в качестве дисперсной фазы водно-

го раствора MgCl2 плотностью 1290 кг/м3 от добавок в эмульсию до 15 % нефти происходит снижение структурных свойств, а раствор остается стабильным.

Отрицательное влияние добавок нефти в ИЭР повышается с утяжелением последнего, причем более стойкими к добавкам нефти являются растворы, приготовленные с применением в качестве водной фазы насыщенных растворов MgCl2. Так, если при вводе в ИЭР на основе пластовой воды, содержащего 30 масс. % барита, 0,4 % нефти, отмечено резкое снижение статических напряжений сдвига и ухудшение стабильности, ИЭР на основе водного раствора MgCl2 при этом имел значение θ1/10 = 1,5/4 Па и оставался стабильным.

При увеличении содержания нефти до 8, 10 и 15 об. % ИЭР как с применением пластовой воды, так и насыщенного водного раствора MgCl2 имел низкие значения условной вязкости (УВ100 = 40, 33 и 26 с), а статические напряжения сдвига через 1 и 10 мин были весьма малыми, не фиксируемые прибором СНС, стабильность равнялась 148, 150 и 212 кг/м3 соответственно. Восстановление показателей утяжеленных ИЭР также достигалось добавкой в них СМАД-1, однако расход его повысился до 1,5 об. %.

136

Таким образом, регулирование свойств инвертно-эмульсионных буровых растворов как утяжеленных, так и неутяжеленных при попадании

вних нефти возможно обработкой СМАД-1.

1.5.5.Испытание инвертно-эмульсионных растворов на бентонит

Выбуренная порода, попадая в инвертную эмульсию, создает избыток в ней твердой фазы, что приводит к нарушению гидрофильнолипофильного баланса, вызывая этим потерю стабильности эмульсии, вплоть до обращения фаз. Одним из важных показателей гидрофобной эмульсии является испытание на бентонит. Этот показатель, согласно [93], определяет предел загрязнения эмульсии и дает представление об ее устойчивости.

Испытания на бентонит проводились на утяжеленной эмульсии следующего состава (в масс. %): дизельное топливо марки «Л» – 22,5%-й вод-

ный раствор, СаСl2 – 73,24, У-1 – 0,42, СМАД-1 – 3,89, бентонит – 0,45.

Бентонит добавляли к утяжеленным ИЭР в количестве 7,5 % с последующим увеличением его концентрации до 30 %.

Отмечено, что во всех эмульсиях с увеличением концентрации бентонита наблюдается снижение электростабильности и вязкости. Так, эмульсия с У-1 до начала испытаний имела следующие показатели: ρ = 1100 кг/м3,

УВ100 = 42 с, ЭС = 150 В, Ф = 8 · 106 м3, θ1/10 = 1,7/2,7 Па, а после ввода 22,5 % бентонита: УВ100 = 32 с, Ф = 4 · 10–6 м3, θ1/10 = 2/3,5 Па, ЭС = 18 В.

Наряду с испытанием на бентонит, изучалось влияние на показатели ИЭР загрязнения его шламом карбонатных и сульфатных пород, преобладающих в разрезах месторождений и площадей Урало-Поволжья. Установлено, что ввод в ИЭР плотностью 1220 и 1460 кг/м3 до 60 % шлама карбонатных и сульфатных пород фракции 0,005–1 мм практически не отражается на качестве раствора (табл. 1.43). Так, фильтрация практически не изменилась, а электростабильность ИЭР снизилась до 90 В, раствор остался стабильным, несмотря на снижение условной вязкости в 1,5–2 раза (см. табл. 1.43). Отмечена высокая устойчивость инвертных эмульсий, приготовленных при указанном соотношении компонентов с применением в качестве дисперсной фазы пластовой воды и 30 % водного раствора MgCl2, с добавкой одновременно 15 % альметьевского глинопорошка и 20 % шлама выбуренных карбонатных и сульфатных пород.

137

Таблица 1 . 4 3

Влияние добавок шлама выбуренных пород на свойства ИЭР

Примечание: во всех пробах раствора S = 0.

Исходя из того что в разрезе месторождений и площадей УралоПоволжья отсутствуют мощные толщи коллоидальных глин, а добавки в ИЭР до 20 % бентонита или 60 % шлама карбонатных и сульфатных пород, а также одновременно низкосортных глин и шлама карбонатных и сульфатных пород, не приводят к нарушению его агрегативной устойчивости, можно сделать заключение о возможности широкого применения разработанных растворов в этих и им подобных по условиям бурения нефтяных районах.

138

1.5.6. Безглинистые буровые растворы для вызова притока из пласта

Сокращение цикла строительства скважин предполагает экономию затрат времени на всех этапах, включая и вызов притока из пласта. Традиционно применяемая технология производства работ по вызову притока является весьма трудоемкой и включает использование дополнительного оборудования, например компрессора УКП-80 и т.д. Сложные географические условия Урало-Поволжья, Тюмени и других нефтяных районов, в частности длительные промежутки весенне-осеннего бездорожья, отсутствие развитой системы дорог, не позволяют одновременно доставлять оборудование и материалы. Все это приводит к тому, что законченная сбольшим ускорением скважина длительное время простаивает в ожидании вызова притока. Так, в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (бывшее ПО «Пермнефть») в 1980–1985 годах в ожидании освоения каждая скважина простаивала в среднем 150 ч. В ряде случаев простаивают перфорированные скважины, что обусловливает попадание в пласт больших объемов фильтрата бурового раствора. Отрицательное влияние буровых растворов повышается еще и тем, что последние в процессе цементирования значительно ухудшают свое качество за счет смешения с буферной жидкостью или тампонажным раствором. С другой стороны, традиционные способы вызова притока трудоемки и длительны. Так, время испытания одного объекта за 1983 год составляло в эксплуатационном бурении в среднем 201,6 ч, а в разведоч-

ном – 585,6 ч.

Длительность и трудоемкость работ по вызову притока вызвана загрязнением призабойной зоны продуктивного пласта и отсутствием должной преемственности технологии бурения скважин и вызова притока. К тому же применяемая в настоящее время технология предусматривает замену жидкости встволе скважины, что обусловливает необходимость завоза ее или материаловихимических реагентовдляееприготовления.

Способ освоения скважин пенами в определенной мере позволяет сократить затраты времени, но и при этом не исключена хотя бы однократная замена жидкости, что, наряду с трудоемкостью и дополнительным расходом материалов и химических реагентов, приводит к наработке больших объемов буровых растворов. С целью исключения указанных недостатков наиболее рациональным, по нашему мнению, является использование одного и того же бурового раствора на всех этапах строитель-

139

ства скважин, включая и вызов притока, при этом получение требуемых показателей свойств жидкости на каждом этапе должно достигаться за счет специальных химических обработок.

1.5.7. Исследования по переводу безглинистого полимерсолевого бурового раствора в пену и пены в буровой раствор

Получение пен, как и других дисперсных систем, достигается двумя способами: дисперсным и конденсационным. Наиболее приемлемым способом, не требующим дополнительного оборудования и затрат энергии, является конденсационный. Этот способ образования пен основан на изменении параметров физического состояния системы, приводящих к пересыщению раствора газом. К этому же способу относится образование в результате химических реакций газообразных продуктов.

Ниже приведены результаты экспериментальных исследований по переводу безглинистого бурового раствора в пену. Предпосылкой к получению пены является многокомпонентность безглинистого полимерсолевого бурового раствора, так как химически чистые жидкости не способны образовывать устойчивую пену.

Это положение подтверждается термодинамически. Изменение энергии Гиббса для однокомпонентной системы с достаточно большой поверхностью определяется уравнением

где V – объем системы; Р – давление; Т – температура; S – энтропия; δ – поверхностное натяжение; А – удельная поверхность системы.

При постоянных давлениях и температуре имеем

Уменьшение энергии Гиббса ( G) может сопровождаться только снижением величины А, что соответствует разрушению пузырьков пены. Следовательно, пена из химически чистой жидкости термодинамически неустойчива. Для образования пены раствор должен содержать по меньшей мере один компонент, обладающий поверхностно-активными

140