Cтраница 3
Многолетний опыт промышленного применения полимерных растворов при бурении и заканчивании более 500 скважин на месторождениях Башкортостана показал, что они существенно повышают технико-экономические показатели бурения и качество строительства скважин. Повышается коммерческая скорость бурения, увеличивается вынос керна. Уменьшается загрязнение продуктивного пласта, повышается качество его вскрытия. [31]
Породы третьей группы характеризуются низкой естественной проницаемостью, вследствие чего происходит дополнительное снижение их фильтрационных свойств. При этом задача обеспечения хорошей гидродинамической связи скважины с пластом трудно выполнима. Для таких коллекторов особенно важно выполнение технико-технологических мероприятий, направленных на предупреждение и снижение загрязнений продуктивного пласта. [32]
Базовый состав не обладает запасом качества и позволяет бурить скважины в нормальном режиме, когда ГЭР в скважине циркулирует. С учетом максимальной забойной температуры 90 С объемная температура циркулирующего ГЭР не превышает 50 - - 60 С, что дает возможность применения базового состава. В то же время, при вынужденных остановках циркуляции, например, вследствие аварий с оборудованием, возникают прихваты бурильной колонны, загрязнение продуктивного пласта, обвалы и осыпи стенок скважины, влекущие за собой потерю ствола. Причиной возникновения этих осложнений является недостаточная термостабильность ГЭР, в частности, его низкая глиноемкость и значительное температурное разжижение. [33]
При приемистости дефекта цементного кольца более 2 1 м3 / ( ч МПа) возможно закачивание тампонажных растворов через интервал перфорации. При этом желательно использовать раствор на углеводородной основе. В случае перетока жидкости снизу и при расстоянии между нижними отверстиями перфорации продуктивного пласта и пластом - источником перетока более 4 м, РИР проводят через спецотверстия ( 2 - 5 отверстий), перфорируемые между указанными пластами. Для предотвращения загрязнения продуктивного пласта тампонажные растворы закачивают через па-кер, устанавливаемый между интервалом перфорации продуктивного пласта и спецотверстиями. Последние перфорируют против плотных пород в кровельной части источника перетока. [34]
При приемистости дефекта цементного кольца более 2 1 мэ / ( ч - МПа) возможно закачивание тампонажных растворов через интервал перфорации. При этом желательно использовать раствор на углеводородной основе. В случае перетока жидкости снизу и при расстоянии между нижними отверстиями перфорации продуктивного пласта и пластом - источником перетока более 4 м, РИР проводят через спецотверстия ( 2 - 5 отверстий), перфорируемые между указанными пластами. Для предотвращения загрязнения продуктивного пласта тампонажные растворы закачивают через па-кер, устанавливаемый между интервалом перфорации продуктивного пласта и спецотверстиями. Последние перфорируют против плотных пород в кровельной части источника перетока. [35]
При таком способе возникают две проблемы. Во-первых, во время цементирования глубоких скважин при большой высоте подъема цементного раствора сильно возрастают гидравлические потери давления по всей циркуляционной системе, в частности, в заколонном пространстве. Благодаря значительному росту противодавления на стенки скважины это приводит к гидравлическому разрыву и загрязнению продуктивных пластов цементным раствором, а в ряде случаев и к разрыву обсадной колонны. Во-вторых, в связи с применением большого числа цементировочных агрегатов и увеличением численности персонала существенно возрастает стоимость операции цементирования скважины. [36]
VIII было показано, что состав и свойства промывочной жидкости существенно влияют на механическую скорость проходки. Например, при применении водного раствора с небольшим содержанием глины вместо раствора на нефтяной основе или воды вместо глинистого раствора часто существенно повышается скорость проходки, но одновременно возрастает интенсивность загрязняющего воздействия на продуктивный пласт. Поэтому при выборе промывочной жидкости для разбуривания продуктивного пласта всегда следует сравнивать экономию, которая может быть получена от повышения скорости бурения скважины, с потерями, возможными в результате загрязнения продуктивного пласта и снижения дебита, а также с дополнительными затратами, которые необходимы при освоении. [37]
Формиат натрия представляет собой натриевую соль муравьиной кислоты ( NaCOOH) и является отходом при производстве пен-таэритрита в виде жидкости с р 1140 - 1290 кг / м3, вязкостью 16 - 22с и порошка. Водный раствор называется фильтратом технического пентаэритрита ( ФТП), который используется в качестве антиморозной добавки, так как температура его замерзания составляет - 20 - 30 С. Максимальная плотность ФТП, используемая в бурении, составляет 1240 кг / м3, а при большей плотности он превращается в пасту. Порошок под названием формиат натрия-сырец ( ФН-С), хорошо растворяется в воде и обладает теми же свойствами, что и ФТП. Реагент предназначен для промывки при бурении горизонтальных скважин в условиях низких температур, в качестве заменителя дизельного топлива ( нефти) при заготовке соляробентони-товых смесей. ФТП является ингибитором набухания глин ( увлажнение в 6 - 8 раз меньше, чем в растворе СаС12) увеличивает глино-емкость в 2 раза, может использоваться при перфорации и заполнении обсадных колонн во время длительных простоев, при глушении скважин в зимнее время и ликвидации поглощений. ФТП СаС12 снижает межфазное натяжение на границе с дизельным топливом в 2 раза по сравнению с водными солевыми растворами одинаковой плотности. Поскольку при бурении горизонтальных скважин недопустимо применение глинистых растворов из-за загрязнения продуктивного пласта, поэтому использование жидкостей типа ФТП с добавками является одним из решений проблемы. [38]