Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

свойствами. Безглинистый полимерсолевой буровой раствор содержит КССБ-2, КМЦ, которые являются стабилизаторами пен.

Нами предложено для перевода безглинистого полимерсолевого бурового раствора в пену производить его обработку ортофосфорной кислотой (Н3РО4) и карбонатом натрия (Na2CO3). В зависимости от соотношения Н3РО4 и Na2CO3 реакция может идти по одному из следующих уравнений:

Врезультате химической реакции между ортофосфорной кислотой

икарбонатом натрия образуются фосфаты или гидрофосфаты натрия

идвуокись углерода. Благодаря образованию двуокиси углерода и наличию в буровом растворе реагентов, обладающих поверхностно-активными свойствами (КССБ, КМЦ), происходит вспенивание безглинистого раствора, а присутствие в нем КМЦ повышает устойчивость пены за счет образования в объеме пленок гелеобразной структуры. По данным М.Ф. Каримова, двуокись углерода в наибольшей мере удовлетворяет требованиям, предъявляемым к газам для получения пен. Основными ее преимуществами является то, что двуокись углерода нетоксична и растворима только при достаточно высоких давлениях.

Впроцессе исследования изучались два показателя пены: кратность

ивремя жизни. Кратность пены (n) – это коэффициент, показывающий, во сколько раз увеличивается объем раствора при вспенивании; определяется

из выражения n = V1 , где V и V1 – объемы растворов до и после вспени-

V

вания, см3. Время жизни, или устойчивость пены (Т), представляет собой время, в течение которого из нее выделяется 50 % пенообразующей жидкости.

Предварительно была проведена оценка эффективности применения различных кислот для получения пены из безглинистых растворов. Установлено, что только применение соляной и ортофосфорной кислот позволяет получить пену. Исследованиями выявлено, что пена, получаемая при обработке глинистого раствора Na2CO3 и Н3РО4, характеризуется более

141

высокой кратностью и большим временем жизни по сравнению с пеной, получаемой при взаимодействии соляной кислоты с карбонатом натрия

(табл. 1.44).

Таблица 1 . 4 4

Сравнение пенообразующей способности соляной и ортофосфорной кислот

Ввиду многокомпонентности исходного полимерсолевого бурового раствора большую трудность представляет экспериментальное изучение влияния состава раствора на показатели свойств пены. С целью оценки влияния состава бурового раствора на показатели свойств пены спланирован эксперимент по методу латинских квадратов. Исследования проводились на безглинистом полимерсолевом буровом растворе плотностью 1050–1100 кг/м3. Переменными факторами были Х1 – техническая вода

(69,9–74,4), Х2 – хлоркалий-электролит (4,2–20,5), Х3 – КОН (0,14–0,58), Х4 – КССБ-2 (0,86–3,69), Х5 – КМЦ-600 (0,11–0,24), Х6 – Т-80 (0,05–0,17), Х7 – Н3РО4, (3,76–13,13), Х8 – Na2CO3 (1,82–6,37). Уровни факторов при-

ведены в масс. % и определены на основании предварительных исследований. Выходным показателем была кратность пены (У), которая определяет депрессию на пласт при вызове притока. Обработка результатов проведена по программе «Стат» на ЭВМ «Минск-32». Получена модель, отражающая зависимость кратности пены от концентрации реагентов, входящих в состав полимерсолевого бурового раствора, имеющая сле-

дующий вид: УК2 = 20 069–20 062; Х1 – 186,51; Х2 – 276,92; Х3 – 282,69; Х4 – 133,43; Х5 – 169,37; Х7 – 262,92; Х8 с коэффициентом корреляции 0,98.

Используя полученную модель, можно оперативно проектировать кратность пены изменением состава бурового раствора.

142

С целью определения оптимальных концентраций химических реагентов для получения устойчивой пены из безглинистого бурового раствора проведены исследования по оценке влияния концентрации Н3РО4 и Na2CO3, порядка ввода реагентов и состава исходного безглинистого бурового раствора на характеристику получаемой пены.

Установлено, что кратность пены повышается с увеличением концентрации Н3РО4, и Na2CO3. Время жизни пены при содержании в безглинистом полимерсолевом растворе 2 и 4 % Н3РО4 увеличивается с повышением концентрации Na2CO3 и достигает максимальных значений при концентрации последней 3 и 3,25 %.

Из анализа характера изменения n и Т в зависимости от концентрации карбоната натрия следует, что устойчивая пена с высокой кратностью может быть получена при содержании Н3РО4 и Na2CO3 2–4 и 2,8–5 % соответственно.

Изучено влияние очередности ввода химических реагентов: сначала ортофосфорной кислоты, а потом карбоната натрия и наоборот. Выявлено, что очередность ввода реагентов не оказывает влияния на показатели свойств пены. Однако, на наш взгляд, предпочтительнее первоначально вводить Н3РО4, а затем Na2CO3. При вводе Na2CO3 перед Н3РО4 будет происходить снижение ее активности за счет взаимодействия с солями, присутствующими в пластовой воде, и в результате будет снижаться кратность получаемой пены.

Изучено влияние на показатели содержания пены в исходном безглинистом растворе солей, в частности хлоркалий-электролита. Выявлено, что с повышением его концентрации кратность и время жизни пены увеличиваются. Вторым не менее важным моментом является перевод пены в безглинистый полимерсолевой буровой раствор, по-другому восстановление его показателей свойств. Выявлено, что обработкой КМЦ, КССБ и пеногасителем Т-80 в количестве 0,2–0,3, 2,0 и 0,2 % соответственно возможно троекратное восстановление показателей безглинистого полимерсолевого бурового раствора, ранее переведенного в пену (табл. 1.45). Учитывая тот факт, что в процессе бурения буровой раствор будет обновляться, то правомерно предположить, что число циклов перевода безглинистого бурового раствора в пену с последующим восстановлением его показателей свойств может быть неограниченным. При переводе пен, содержащих в своем составе менее 3 % Na2CO3, в буровые растворы эффективность восстановления их свойств повышается при добавках NaOН до 0,3 %.

143

Из вышеизложенного следует, что, используя химическую обработку, представляется возможным многократно переводить безглинистый полимерсолевой буровой раствор.

Технология перевода безглинистого полимерсолевого бурового раствора в пену заключается в следующем. После перфорации и спуска НКТ скважина промывается. Предварительно делают обвязку устья, позволяющую вести промывку раствором с одновременным вводом в него ортофосфорной кислоты. Для обработки используется ортофосфорная кислота 60%-й концентрации. После ввода расчетного количества кислоты раствор обрабатывают 20%-м водным раствором Na2CO3 путем ввода его в нагнетательную линию с одновременной подачей воздуха от компрессоров буровой установки с использованием аэратора ВНИИКРнефть. После полного замещения объема скважины (трубного и затрубного пространства) безглинистым буровым раствором, обработанным Н3РО4 и Na2CO3, агрегаты отключают, открывают задвижку затрубного пространства скважины на выкидную линию. За счет образовавшейся двуокиси углерода и воздуха смесь продуктов реакции выбрасывается, тем самым создается депрессия на пласт. Пласт возбуждается и начинает работать. Выброшенный из скважины полимерсолевой буровой раствор с продуктами реакции собирают в емкости и обрабатывают химическими реагентами в следующем соотношении (масс. %): NaOH – 0–0,3; КМЦ-600 – 0,2; КССБ-2 – 0–2,0;

пеногаситель Т-66 (или Т-80) – 0,1–0,3. В результате получают буровой раствор с требуемыми показателями свойств: ρ = 1170 кг/м3, УВ100 = 3,6–7 с, Ф = (11–18) · 10–6 м3, рН = 6–7. Этот раствор используется для бурения следующей скважины в кусте.

1.5.8. Исследования по переводу безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод в пену

Проведены исследования по разработке технологии перевода безглинистого бурового раствора на основе пластовой воды, обработанного ПАА и солями, содержащими трехвалентные катионы, в пену. Установлено, что с помощью обработки безглинистого бурового раствора модифицированной метилцеллюлозой (КМЦ), КССБ, карбонатом кальция и щавелевой кислотой представляется возможным перевести его в пену.

Реакция образования двуокиси углерода протекает в две стадии. Первоначально щавелевая кислота взаимодействует с солями пластовой

145

воды с образованием оксалатов и соляной кислоты. Образующаяся соляная кислота взаимодействует с карбонатом калия с образованием двуокиси углерода и хлорида кальция. Выделившейся газ вспенивает буровой раствор. Пена стабилизируется поверхностно-активными веществами ММЦ, КССБ и другими компонентами, содержащимися в буровом растворе.

Предварительно выявлено, что на показатели полученной пены основное влияние оказывают добавки щавелевой кислоты и карбоната кальция. Для определения влияния концентрации последних на показатели пены спланирован полный факторный эксперимент. Входными параметрами были концентрация щавелевой кислоты (Х1), концентрация карбоната кальция (Х2). В качестве входных параметров приняты У1 – время жизни и У2 – кратность пены. Верхний и нижний уровни факторов определены по результатам предварительных исследований (табл. 1.46).

Построение модели и проверка ее соответствия опытным данным произведены по стандартным формулам [103]. Анализ выполнен с исполь-

Определено, что оптимальное содержание щавелевой кислоты и карбоната кальция в безглинистом растворе составляет 5–7 масс. % каждого. При этом пена имеет следующие показатели: кратность – 9–10 и время жизни – 2,3–3,0 ч. С увеличением добавок щавелевой кислоты и карбоната кальция до 10–11 % кратность пены повышается до 12, а время ее жизни остается неизменным и равным 3 ч.

Изучено влияние добавок КССБ и ММЦ на показатели пены. Выявлено, что при содержании КССБ более 2 % кратность и время жизни пены

146

снижается (табл. 1.47). С увеличением концентрации ММЦ с 0,1 до 0,7 % кратность пены не изменяется и остается равной 10. Время ее жизни повышается и достигает максимальных значений 3,2 ч при ее содержании

0,4 % (см. табл. 1.47).

Таблица 1 . 4 7

Влияние концентрации карбоната кальция и щавелевой кислоты на показатели свойств пены

147

1.5.9. Выводы

Для вскрытия высокопроницаемых и трещинных коллекторов разработаны составы инвертно-эмульсионных буровых растворов на основе доступных и дешевых эмульгаторов: укринол-1, смазка С-5 и ВНИИ НП-354. Из рассмотренных ПАВ У-1 является наиболее эффективным эмульгатором и обеспечивает наибольшую термостойкость, минимальные структурномеханические и фильтрационные показатели свойств инвертно-эмульси- онных буровых растворов при сравнительно высоких величинах их электростабильности.

Инвертно-эмульсионныебуровыерастворыплотностью1050–1850 кг/м3, приготовленные с использованием в качестве эмульгатора укринола-1 в сравнении с известными составами имеют более низкие значения условной вязкости и статических напряжений сдвига, обладают повышенной термостойкостью, электростабильностью и низкой фильтрацией.

Инвертно-эмульсионные буровые растворы с требуемыми показателями свойств могут быть получены при следующей концентрации ингредиентов (масс. %): дизельное топливо – 18,1–26,1; минерализованная пластовая вода плотностью 1170 кг/м3 – 77,2–69,1; эмульгатор – 0,4; СМАД-1 – 3,8–3,9; бентонит – 0,5.

Изучено влияние добавки СМАД-1 на изменение условной вязкости и статических напряжений сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора. Показано, что введенные в систему эфирокислоты в присутствии эмульгатора стабилизируют глобулы дисперсной фазы путем формирования на них адсорбционных слоев. До определенной концентрации СМАД-1 в эмульсии их толщины очень малы, в результате чего силы взаимодействия между ними значительны, что отражается на повышении условной вязкости и статических напряжений сдвига. После стабилизации всех глобул избыточные добавки эфирокислот расходуются на утолщение адсорбционных слоев, что и сказывается на уменьшении сил взаимодействия между глобулами и снижении структурных свойств эмульсии.

Регулирование свойств инвертно-эмульсионного бурового раствора, загрязненного нефтью, рационально осуществлять обработкой 0,5 масс. % СМАД-1. С повышением плотности раствора расход СМАД-1 должен быть увеличен до 1,5 масс. %.

148

Инертность инвертно-эмульсионных буровых растворов с эмульгатором укринол-1 к породам, слагающим разрезы месторождений и площадей Урало-Поволжья и им подобным по условиям бурения, а также стойкость составов к добавкам до 22 % бентонитовых глин, указывает на возможность их широкого применения.

Разработана рецептура химической обработки и технология перевода в пену безглинистых полимерсолевых буровых растворов путем обработки их 2 % Н3РО4 и 2,8–5,0 % Nа2СО.

Перевод в пену безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод, ПАА и солей, содержащих трехвалентные катионы, достигают путем обработки их 0,5–0,5 % КМЦ и по 5–7 масс. % карбоната кальция и щавелевой кислоты.

Предложен метод химической обработки по превращению пены в безглинистый полимерсолевой буровой раствор путем ее обработки Т-80, КМЦ иКССБвколичестве0,2–0,3 и2 % соответственно.

1.6. ВЛИЯНИЕ НОВЫХ ТИПОВ БЕЗГЛИНИСТЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА КАЧЕСТВО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ,

ПОДГОТОВКУ СКВАЖИН К ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ И ИНФОРМАТИВНОСТЬ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Разработка и применение для промывки скважин безглинистых буровых растворов обусловливает необходимость оценки их влияния на изменение естественной продуктивности коллекторов, поскольку составы и свойства этих растворов существенно отличаются от ранее применяемых промывочных жидкостей. Так, отсутствие в безглинистом растворе твердой фазы отражается на кольматации продуктивного пласта и проникновении в него фильтрата. Знание особенностей процесса кольматации позволяет управлять им, тем самым предупредить необратимые явления в пласте и обеспечить качественную подготовку стволов скважин к цементированию. Применение безглинистых полимерсолевых буровых растворов определило необходимость решения проблемы получения качественных результатов геофизических исследований (ГИС). Последнее связано с тем, что развитие геологических методов исследования скважин шло по линии использования в качестве рабочей среды пресных растворов, а основным общепризнанным направлением повышения качества вскрытия

149

продуктивных горизонтов и повышения устойчивости стволов скважин является применение ингибирующих буровых растворов. В результате созданы и успешно используются в практике бурения с высокой эффективностью ингибирующие буровые растворы, а оценка их влияния на информативность ГИС не сделана.

Для получения количественной, неискаженной побочными факторами оценки влияния безглинистых буровых растворов на восстановление проницаемости образцов были выполнены экспериментальные исследования по методике, разработанной ВНИИКРнефть (1985 год), на естественных образцах и несцементированном кварцевом песке, содержащем 0,5 % бентонита. Установлено, что после воздействия безглинистыми растворами, приготовленными на пластовой и технической водах, на те и другие образцы коэффициент восстановления проницаемости (β) составлял 43–70 %, причем самый низкий β был получен при воздействии безглинистым буровым раствором, приготовленным на технической воде (β = 43,3–57,1 %), а при воздействии на образцы буровым раствором, приготовленным на пластовой воде, β был выше в 1,2–1,4 раза и со-

ставлял 50,1–70,7 % (табл. 1.48).

Выявлено, что при воздействии на образцы безглинистыми буровыми растворами, приготовленными на пресной и минерализованной водах, кольматация образцов происходит на весьма малую глубину. Так, снятие кольматационных слоев путем срезания дисков (со стороны закачки раствора) толщиной 1,2 и 1,6 мм после воздействия безглинистым раствором, приготовленным на пластовой и технической водах соответственно, позволяет достичь полного восстановления проницаемости (см. табл. 1.48).

После воздействия на образцы фильтратом безглинистого бурового раствора, приготовленного на технической воде, не происходит снижения проницаемости, тогда как после воздействия на них технической водой, по данным [18], β составляет не более 40 %. Это обусловлено особенностью состава фильтрата безглинистого раствора, в частности содержанием в нем продуктов взаимодействия ПАА и Аl2(SO4)3.

В случае воздействия фильтратов бурового раствора, приготовленного на пластовой воде, β составляет 77,6–84,1 %. При этом отмечается весьма слабая кольматация. Снижение проницаемости образцов вызвано, по-видимому, изменением структуры порового пространства за счет кристаллизации солей из фильтрата.

150