ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Влияние химической обработки и систем очистки на свойства буровых растворов из "Катионоактивные пав-эффективные ингибиторы в технологических процессах" Обычно при проникновении жидкости из скважины в ней параллельно происходит несколько негативных процессов, причем превалирующего действия даже одного фактора вполне достаточно для получения практически заблокированной околоскважинной зоны. [c.20] Общепризнано, что оптимальной по степени и характеру вскрытия продуктивных пластов является открытая конструкция забоев скважин, а наилучщими с точки зрения качества вскрытия нефтяных пластов являются безводные растворы на углеводородной основе, несколько уступают им эмульсии. [c.20] Однако в настоящее время наиболее широко практикуются закрытые конструкции забоев скважин и для первичного вскрытия применяются растворы на водной основе. [c.20] Количественные показатели (начальные дебиты нефти и обводненность продукции, тенденции их изменения, сроки освоения и режимы работы скважин и др.), характеризующие качество вскрытия при закрытой конструкции забоев скважин, являются суммирующими ряда последующих друг за другом технологических операций (первичное вскрытие, крепление, вторичное вскрытие и вызов притока). В интегральных показателях качества вскрытия по принятой схеме иногда сложно выделить эффективность отдельно взятой технологической операции, тем более проводимой на ранних этапах взаимодействия с пластом. [c.20] Поскольку методы принудительной кольматации не применялись, качество первичного вскрытия всецело зависело от качества используемых буровых растворов. [c.20] Анализ данных по скважинам с открытым забоем показал, что эффективность бурения таких скважин была невелика и существенным образом зависела от геологического разреза, физических параметров пласта, наличия близлежащих водоносных горизонтов и вида промывочной жидкости. Поскольку по этим скважинам имеется недостаточно данных по геофизическим исследованиям, то о потенциальных возможностях этих скважин чаще судили только по геофизическим материалам соседних скважин, пробуренных по традиционной технологии. [c.21] Практически всегда прослеживается тенденция к ускоренному обводнению продукции анализируемых скважин наряду со сравнительно высокими начальными дебитами. При этом картина по дебитам нефти в течение нескольких месяцев менялась на противоположную. [c.21] Необходимо отметить, что некоторое ухудшение результатов, возможно, произошло в связи с заменой нестабильной по плотности эмульсии буровым глинистым раствором после окончания бурения для консервации скважины до момента вызова притока. Поэтому примерно одинаковые результаты в начальный период эксплуатации на Крайнем месторождении были получены с применением закрытой конструкции скважин и перфоратора ПР-43 и нефти в качестве перфорационной жидкости. В этом случае первоначальное использование эмульсионного раствора и дальнейшее применение естественного глинистого раствора (ЕГР) в комплексе с открытой конструкцией низа скважины сопоставимо с воздействием глинистого и цементного растворов и последующей кумулятивной перфорации на депрессии с жидкостью, аналогичной пластовой при традиционной технологии. [c.22] Для других пробуренных на глинистом растворе скважин, с открытой конструкцией забоя сложно дать однозначную оценку эффективности вскрытия продуктивных пластов, так как если сравнивать их дебиты с дебитами скважин с традиционной конструкцией, то они оказались равны, а иногда и ниже. Так, на СКВ. 697 Суторминского месторождения приток из пласта не получили. После проведения кумулятивной перфорации в открытом стволе притока нефти также не было. Это свидетельствует о необратимых негативных последствиях взаимодействия глинистых растворов с чувствительными к посторонним агентам продуктивными горизонтами с относительно уравновешенным балансом происходящих в них физико-химических и геологических процессов. [c.22] При открытой конструкции скважины глинистые растворы, подвергающиеся старению, более длительно контактируют с околоскважинной зоной продуктивного пласта по сравнению с закрытой конструкцией. Своеобразная консервация скважины в течение нескольких (1...3) месяцев до ее освоения при кустовом раз-буривании в полной мере отразила отрицательные свойства глинистых растворов, существенно влияющих на ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов. [c.22] В качестве примера рассмотрим вариант вскрытия пластов, встречавшийся на практике в Ноябрьском регионе. С целью отбора качественного керна проводку единичных скважин осуществляли на растворах с углеводородной основой (РУО) с содержанием воды до 3 % [9-11]. Тогда автоматически складываются идеальные условия для качественного вскрытия нефтяных пластов. Скважины бурили на естественном глинистом растворе до кровли продуктивных пластов, крепили скважину цементируемой обсадной колонной. После этого вскрывали продуктивный пласт с применением керноотборника роторным способом на РУО с последующим спуском хвостовика и его цементированием. [c.23] Тем не менее и в данном случае редко получали высокие положительные результаты. Причина состояла в том, что не исключается контакт глинистого раствора с продуктивным пластом, поскольку перед спуском потайной колонны РУО в скважине заменяли буровым раствором на водной основе. Он был необходим для улучшения вытеснения промывочной жидкости цементным раствором, затворенным на воде, и для получения качественного цементирования. [c.23] При приготовлении рецептур РУО производственники сталкивались с трудностями в поставке дефицитных, но необходимых компонентов узкого назначения, обычно низкого качества. Поэтому растворы были седиментационно неустойчивы и плохо восприимчивы к регулированию свойств при повышенных температурах и содержанию воды, что влекло серьезную опасность нефтегазоводопроявления [12-13]. [c.24] В России технологию кустового наклонно направленного бурения осуществляют турбинным способом по всему стволу скважины на водных буровых растворах. [c.24] Особенностью технологического процесса бурения скважин в условиях Западной Сибири является то, что буровые растворы в основном приготавливали путем наработки - самозамеса при разбуривании верхнего разреза. Выходящий из скважины раствор обрабатывали химическими реагентами. При этом использовали мерные емкости, глиномешалки МГ2-4 и механические перемешиватели. Была предусмотрена трехступенчатая очистка бурового раствора виброситами ВС-1 с шириной сеток 1,3 м и размером ячеек 0,9 х 0,9 и 0,4 х 0,4-10 м пескоотделителями ПГ-50, ПГ-400 илоотделителями ИГ-45, ИГ-45М. Буровые предприятия к использованию третьей ступени очистки прибегали редко из-за частых поломок насосов и забивки гидроциклонов, больших потерь раствора при очистке, а также из-за недооценки влияния илоотделителей на технико-экономические показатели бурения и качество первичного вскрытия продуктивных пластов. [c.24] На буровом растворе, использованном при заканчивании предыдущей скважины, приготавливали раствор повышенной вязкости (например, с добавкой гипана) для бурения под кондуктор последующей скважины. Это легко достигалось при завышенном содержании глинистой фазы в растворе, а следовательно, и повышенной плотности раствора в сравнении с регламентируемыми данными геолого-технического наряда. [c.24] В частности, скорость спуска бурильного инструмента и обсадной колонны в интервале продуктивных горизонтов в 2,5...3,0 раза превышала допустимые величины, так как буровые бригады системой материального стимулирования нацеливались на повышение скоростей спуска (СПО). К тому же на многих буровых установках типа БУ 3000 ЭУК не работала или не была отлажена система автоматического торможения вала лебедки, а регулирование скоростей спуска ручным способом было затруднено из-за большого веса колонн. [c.25] Кроме того, промежуточные промывки во время спуска обсадной колонны необходимо производить минимум в течение одного цикла, а на забое скважин — в течение более двух циклов, фактически же они составляли 0,5...0,7 цикла. Это лишний раз подтверждает традиционный подход к ведению буровых работ — уклон в сторону ускорения работ за счет пренебрежения качеством. [c.25] В соответствии с требованиями регламента нижнюю часть обсадных колонн следует цементировать цементным раствором, а верхнюю (зона непродуктивных горизонтов) — гель-цементом, который готовят путем сухого замеса цемента с глинопорошком и последующего затворения. Однако из-за нехватки последнего в экономически тяжелые годы перестройки и реформ в качестве гель-цемента использовали смесь цемента с буровым раствором, закачку которой в цементировочную головку не контролировали. Наличие различных химических веществ в составе бурового раствора непредсказуемо влияло на реологические свойства и сроки схватывания тампонажной композиции, на прочностные и фильтрационные характеристики сформированного камня, а следовательно, на качество изоляции заколонного пространства в целом. [c.25] Вернуться к основной статье