В-четвертых, в фильтрате промывочной жидкости содержатся в растворенном виде различные химические вещества. Некоторые из них при взаимодействии с веществами, присутствующими в продуктивном пласте, могут давать нерастворимые осадки. Например, если в пласт в качестве фильтрата поступает жесткая вода, содержащая значительное количество ионов кальция, часть органических веществ может выпасть в осадок (скажем, в виде кальциевых мыл). В результате часть поровых каналов может быть закрыта, сечение других каналов — сужено.

В водном фильтрате всегда содержится большое количество воздуха. Кислород воздуха может окислять некоторые компоненты пластовой нефти и способствовать выпадению в осадок образующихся при этом смолистых веществ. Возможно, что в отдельных случаях парафины, асфальтены и смолы выпадают в осадок вследствие уменьшения температуры приствольной зоны при промывке скважины.

Снижение проницаемости коллектора под воздействием фильтрата промывочной жидкости, как правило, гораздо меньше, чем в результате кольматации частицами твердой фазы. Однако глубина проникновения фильтрата в пласт во много раз больше толщины зоны кольматации. Наиболее интенсивно фильтрат проникает в пласт в период бурения и промывки скважины. После прекращения промывки скорость проникновения фильтрата уменьшается как вследствие образования малопроницаемой корки на стенках скважины, так и в результате уменьшения порового давления в промывочной жидкости в покое.

Чем меньше скорость бурения, тем продолжительнее воздействие потока промывочной жидкости. Но с увеличением продолжительности воздействия и динамической водоотдачи растет радиус зоны загрязнения. С повышением температуры в скважине уменьшается вязкость фильтрата и соответственно возрастают динамическая водоотдача и радиус зоны загрязнения.

Отфильтровывание под влиянием разности давлений является главной, но не единственной причиной проникновения дисперсионной среды промывочной жидкости в продуктивный пласт. Она может поступать, хотя и в гораздо меньших количествах, также под влиянием других факторов, таких, как осмотическое давление, капиллярные силы.

Осмотическое давление возникает на контакте двух растворов с разной минерализацией, разделенных полупроницаемой перегородкой; оно тем выше, чем больше разность концентраций. В скважине роль полупроницаемой перегородки выполняет фильтрационная корка, образующаяся на проницаемых стенках. Высокое осмотическое давление возникает в случае разбуривания продуктивного пласта, содержащего минерализованную воду, с использованием промывочной жидкости на пресной воде.

---

Капиллярное давление обратно пропорционально радиусу поровых каналов. В продуктивном пласте на значительном расстоянии от водонефтяного (газоводяного) контакта многие капиллярные и субкапиллярные поры заполнены углеводородами. При вскрытии пласта бурением с применением промывочной жидкости на водной основе равновесие капиллярных сил нарушается, и водная фаза начинает внедряться в тонкие нефтегазонасыщенные поры, оттесняя из них углеводороды в крупные поры. Процесс капиллярного впитывания может продолжаться до наступления равновесия капиллярных давлений. Наиболее интенсивно капиллярное впитывание протекает в газонасыщенных породах, в нефтенасыщенных породах этот процесс идет медленнее.

В период промывки скважины роль внедрения дисперсионной среды под влиянием осмотических и капиллярных сил незначительна по сравнению с ролью фильтрации под влиянием избыточного давления. В период же покоя картина может существенна измениться; в некоторых случаях, например, если продуктивный пласт малопроницаем, роль капиллярных сил и осмотического давления может быть, по-видимому, превалирующей.

При большой продолжительности воздействия промывочной жидкости с высокой водоотдачей водонасыщенность узкой зоны, примыкающей к скважине, под совокупным влиянием названных факторов может, вероятно, подняться до уровня, при котором вся нефть, способная двигаться, будет оттеснена вглубь пласта. Но это значит, что фазовая проницаемость такой зоны для нефти упадет до самого низкого уровня.

---

2.3 Требования к вскрытию продуктивного пласта

• 
  состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта;
  
• 
  состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки;
  
• 
  в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт;
  
• 
  соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды;
  
• 
  фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть;
  
• 
  водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;
  
• 
  плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.
  

2.4 Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов

К этому классу промывочных жидкостей относятся буровые растворы на нефтяной основе такие как гидрофобно-эмульсионные и известково-битумные (ИБР) растворы, представляющие собой эмульсии. Высокая дисперсность, надежная стабилизация водной фазы в углеводородной среде позволяют им обеспечить все преимущества углеводородных растворов при более низкой стоимости и сравнительной простоте приготовления и обработки. Значительные преимущества гидрофобных эмульсий – это повышенная вязкость, пониженная плотность, нейтральное отношение к солям, возможность регулирования вязкости в широких пределах.

Агрегативная устойчивость гидрофобно-эмульсионных растворов зависит от стабилизирующих свойств ПАВ, поэтому они обязательно должны содержать ПАВ-стабилизатор. Например, гидрофобная эмульсия с соляровым маслом (10 %) и нетоксичные стабилизаторы алкилоламиды синтетических жирных кислот фракции C

---

₁₀-C₁₆ (1 %), остальное вода. Структурно-механические параметры эмульсии зависят от соотношения гидрофобной жидкости и воды и возрастают с увеличением количества воды, чем и вызван эффект предотвращения поглощения промывочной жидкости при бурении. При контакте с пластовыми водами в трещинах горных пород вязкость эмульсии резко увеличивается, что предупреждает поглощение. При бурении в отложениях ангидрита и соли, а также в породах с высоким содержанием кальция применяются нефтеэмульсионные растворы, эмульгатором и стабилизатором которых служит крахмал.

Известково-битумные растворы применяются для вскрытия продуктивных горизонтов с сохранением естественной проницаемости и для бурения в особо неустойчивых глинистых соленосных отложениях. В таких растворах дисперсионная среда представлена дизельным топливом, а дисперсная фаза – тонко размолотым окисленным битумом. Частицы битума обладают слабой способностью образовывать связнодисперсные системы, поэтому в растворы на нефтяной основе добавляют небольшое количество структурообразователей: окиси кальция, мыл жирных кислот, катионоактивных ПАВ.

Растворы на нефтяной основе готовят из порошкообразных концентратов, получаемых на нефтеперерабатывающих заводах или специальных установках. Концентрат содержит окисленный битум и негашенную известь с активностью не менее 60 % в соотношении от 1:1 до 1:2. Известь диспергирует битум, усиливая его коллоидную активность, образует соли и мыла, взаимодействуя с жирными нафтеновыми кислотами, является структурообразующим и утяжеляющим материалом. При отсутствии готовых концентратов используют их компоненты с добавкой до 1 % сульфонола. Последовательность приготовления: дизельное топливо – негашеная известь – вода с сульфонолом. Фильтрация таких растворов практически равна нулю. Вязкость и статическое напряжение сдвига зависят от концентрации извести и битума.

Растворы на нефтяной основе относительно дороги, пожароопасны, усложняют выполнение спуско-подъемных и вспомогательных операций, разрушают резиновые сальники и шланги, но при этом способствуют обеспечению устойчивости проходимых пород и сохранению проницаемости продуктивных пластов, уменьшают износ бурильного инструмента, снижают затраты мощности на вращение колонны бурильных труб и не замерзают в зимнее время.

Известково-битумный раствор (ИБР)

---

ИБР – раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой – высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами.

Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостойкость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200-220⁰С). Разработан в ГАНГ им. Губкина.

В настоящее время промышленностью используются две рецептуры ИБР, разработанные ВНИИКРнефтью совместно с ГАНГ им. Губкина: ИБР-2 и ИБР-4.

ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глинистости разреза, наличия солей и рапопроявления, а также проявлений сероводорода.

Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 2-3-%.

Необходимое условие приготовления ИБР – возможность тщательного и интенсивного перемешивания исходных компонентов для равномерного распределения их в растворе, гидрофобизации твердой и эмульгирования водной фаз. Поэтому основное внимание уделяют равномерности ввода исходных компонентов, перемешиванию и нагреванию.

Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР)

ЭИБР – инертная эмульсия на основе известково-битумного раствора,

содержащая в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит).

ЭИБР по свойствам близок к ИБР, но имеет и некоторые отличия, обусловленные высоким содержанием воды. В частности, ЭИБР имеет более высокую фильтрацию и пониженный по сравнению с ИБР предел термостойкости (180-190⁰С).
2.5 Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов

Для вскрытия продуктивного пласта следует выбирать буровой раствор, по составу и физико-химическим свойствам близкий к пластовым жидкостям или газу. В соответствии с этим наиболее подходят сырая нефть, добываемая из того же пласта, растворы на нефтяной основе, обращенные эмульсии, пластовая вода, ингибированные глинистые растворы, соленая вода. Газообразные агенты и аэрированные растворы позволяют существенно снизить давление на пласт, уменьшить проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы раствора В непродуктивных пластах прк их вскрытии целесообразно снижать проницаемость пород, что устраняет отрицательное воздействие пластовых вод на буровой раствор и возможность образования толстой фильтрационной корки, способствует улучшению качества цементирования и снижению коррозии обсадных колонн.

---

Смотрите также файлы

• Разработка мероприятий по повышению прибыли и рентабельности предприятия (на примере оао Красноярскнефтепродукт) содержит 76 страниц текстового документа, 1 приложение, 54 использованных источника.pdf

• Повышение энергетической эффективности предприятия на примере ооо Сибирский элемент содержит 80 страниц текстового документа, 51 использованный источник, 4 рисунка, 21 таблицу.pdf

• 7 doi 10. 18721JE. 14301 удк 338. 2 Оценка уровня и выбор стратегии цифровизации высшего учебного заведения.pdf

• Догматика по криминологии.rtf

• 1 Профессиограмма педагога дополнительного образования.doc