Материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления пользователям Интернета и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.
© 2018 - 2024
Выбор компонентного состава. Сохранение естественной проницаемости коллекторов возможно за счет оптимизации состава, плотности и структурно-реологических показателей раствора. Обязательным условием при этом является минимизация показателя фильтрации и способность фильтрата не вызывать образование стойких эмульсий. Предотвращение образования стойких эмульсий достигается применением многоатомных спиртов, выполняющих роль деэмульгаторов, т.е. применением водно-спиртовых систем.
В качестве твердой фазы (утяжелители, кольматанты) предпочтительнее использовать кислоторастворимые материалы, такие как мел, диспергированный известняк и доломит, мраморная крошка и сидерит, а также биоразлагаемые кольматанты (табл.2). В качестве стабилизаторов (или понизителей фильтрации) – биоразлагаемые полимеры, такие как полисахариды: крахмал, биополимер, эфиры целлюлозы (КМЦ, ПАЦ, ОЭЦ). При вскрытии терригенных пластов с включениями набухающих глин следует применять ингибирующие растворы с содержанием ингибиторов набухания глин – KCl, NaCl, CaCl2, формиаты натрия и калия, силикат натрия, глицерин и др.
Компонентный состав должен обеспечить: устойчивость ствола скважины (например, за счет плотности, показателя фильтрации и крепящих свойств раствора); предупреждать возникновение нефтегазопроявлений и поглощений раствора; своевременный вынос выбуренного шлама на поверхность (за счет оптимальных значений структурно-реологических показателей) и т.д. и т.п.
Каждый компонент из состава бурового раствора выполняет основную и вспомогательные функции. Мел и другие карбонатные утяжелители различной дисперсности могут использоваться как кольматанты сферической формы, асбест относится к волокнистым кольматантам, рисовая, гречневая и хлопковая шелуха – к чешуйчатым. Кольматанты марок К-1, К-5 и т.д. содержат как волокнистые, так и чешуйчатые формы различных материалов и дисперсности используются для предупреждения и ликвидации поглощений.
Примеры водных базовых составов для заканчивания скважин:
1.биополимерные системы с крахмалом: 10-30 кг/м3 бентонитового глинопорошка, 2-4 кг/м3 биополимера, 10-25 кг/м3 модифицированного крахмала и 80-100 кг/м3 карбоната кальция (кольматант), 1-2 кг/м3 NaOH (3-5 кг/м3 Na 2 CO 3 ), 50-100 л/м3 многоатомный спирт, карбоната смазывающие добавки.
2.ингибирующие биополимерные системы с крахмалом: 10-30 кг/м3 бентонитового глинопорошка, 2-4 кг/м3 биополимера, 10-25 кг/м3 модифицированного крахмала и 80-100 кг/м3 карбоната кальция (кольматант), 1-2 кг/м3 NaOH (3-5 кг/м3 Na 2 CO 3 ), 50-100 л/м3 многоатомный спирт, карбоната смазывающие добавки, 30-50 кг/м3 КС l .
3.биополимерные системы с ПАЦ: 10-30 кг/м3 бентонитового глинопорошка, 1-2 кг/м3 биополимера, 3-7 кг/м3 ПАЦ низкомолекулярный, 1-2 кг/м3 ПАЦ высокомолекулярный и 80-100 кг/м3 карбоната кальция (кольматант), 1-2 кг/м3 NaOH (3-5 кг/м3 Na 2 CO 3 ), 50-100 л/м3 многоатомный спирт, карбоната смазывающие добавки.
4.катионные системы с Полидадмахом: 10-30 кг/м3 бентонитового глинопорошка, 11-25 кг/м3 Полидадмаха, 2-4 кг/м3 биополимера, 10-25 кг/м3 модифицированного крахмала, 80-100 кг/м3 карбоната кальция (кольматант), 50-150 л/м3 глицерина, 30-50 кг/м3 КС l и смазывающие добавки.
Таблица 2 – Компоненты из состава бурового раствора
| Компонент | Функции компонента | Концентрация компонента, % |
| Вода | Дисперсионная среда | - |
| Глинопорошок | Структурообразователь | от 2-3 до 10 |
| Крахмал | Понизители фильтрации | от 0,5-1,5 в пресных до 2-3 в соленасыщенных |
| КМЦ, ПАЦ, ОЭЦ | Понизители фильтрации | от 0,2-0,6 в пресных до 1,0-1,5 в соленасыщенных |
| Полимеры (полисахариды, акрилаты) | Загустители | 0,1-0,5 в пресных |
| Биополимеры | Структурообразователи(загустители) | 0,05-0,4 |
| Полимеры-разжижители (гуматы, лигносульфонаты) | Разжижители, понизители фильтрации | 0,5-4,0 |
| Смазочные добавки (нефть, графит, окисленный петролатум, продукты растительных масел, лубриол, СМЭГ и т.д.) | Улучшение смазывающих свойств раствора и корки, уменьшение коэффициента трения | нефть 2-15, остальные 0,5-2 |
| Термостабилизирующие добавки (хроматы, бихроматы натрия и калия, аминоспирты, анилин и т.д.) | Предотвращение загустевание раствора, замедление термоокислительной деструкции реагентов | 0,01-0,2 и более |
| Реагенты для регулирования рН (основания, карбонат и бикарбонат натрия, аминоспирты и др.) | Регулирование рН в пределах 7-10 | 0,01-0,5 |
| Реагенты для предупреждения и предотвращения вспенивания (Т-92, МАС-200, триксан и т.д.) | Пеногасители | 0,1-1,5 |
| ПАВ | Повышение качества вскрытия продуктивного пласта, эмульгаторы прямых и обратных эмульсий | 0,01-1 |
| Соли калия, натрия,кальция, магния, алюминия, силикаты и т.д. | Ингибиторы набухания глин | 0,5-10 и более |
| Кольматанты (мел, карбонатные материалы, асбест, рисовая, гречневая и хлопковая шелуха, торф и т.д.) | Для закупорки проницаемых каналов, предупреждение и предотвращение поглощений | от 0,2-1 до 5-10 |
| Хлорид натрия, бишофит | Для получения соленасыщенных растворов при бурении соленосных отложений | Хлорид натрия до насыщения, бишофит от 10-30% и более |
| Утяжелители | Для повышения плотности | до требуемой плотности |
| Микросферы | Для снижения плотности | до требуемой плотности |
Дата: 2019-02-25, просмотров: 237.