• бурения ствола скважины,
• первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов
существенно зависят от параметров и компонентного состава буровых растворов.
Критерии выбора эмульгатора ГЭР
• межфазная активность (способность снижать свободную энергию границы раздела нефть/водаγmin);
• значение критической концентрации мицело-образования-ККМ (определяет удельный расход эмульгатора);
• скорость адсорбции эмульгатора (определяет условия эмульгирования и тип смесительно–диспергирующего оборудования);
• стоимость эмульгатора.
Качественный состав гидрофобно-эмульсионного бурового раствора (ГЭР)
Высокоминерализованный гидрофобно-эмульсионный буровой раствор, который используется при бурении новых и восстановлении аварийных скважин (первичное и вторичное вскрытие продуктивных пластов), а также как блокирующая жидкость при глушении скважин перед ремонтом и среда при перфорации обсадных колон.
Состав бурового раствора, %масс.:
• углеводороды (нефть, дизтопливо, газовый конденсат) 20-80
• эмульгатор РХ-К2-4
• хлористый кальций 2-12
• известь 0-4
• вода пресная или минерализованная остальное
Получение высоких дебитов в процессе освоения скважин после бурения и ремонта
Получение высоких дебитов в процессе освоения скважин после бурения и ремонта связано главным образом с кольматационными процессами, имеющими место в продуктивном пласте на границе контакта раствор-порода и высоким сродством бурового раствора к жидкости, заполняющей поровое пространство коллектора. Изучение явления кольматации и декольматации порового пространства коллектора было проведено на керновом материале в лабораторных условиях.
Как свидетельствуют результаты исследований кольматирующие и декольматирующие способности гидрофобно-эмульсионного раствора (ГЭР), выполненных на установке УИПК-3 на керновом материале, при создании перепада давления от скважины в продуктивный пласт от 1 до 5 МПа (репрессия на пласт) данный раствор проникает в поровое пространство коллектора на незначительную глубину-2-5мм, после чего процесс фильтрации практически останавливается.
При действии перепада давления в обратном направлении в пределах 0,3-0,5 МПа (депрессия на пласт) имеет место процесс активного вытеснения ГЭР из пласта и восстановление начальной фильтрации модели нефти. Таким образом, эффективность использования гидрофобно-эмульсионного раствора основана на практически 100%-ной кольматации порового пространства коллектора на небольшую глубину и его высокой декольматирующей способности.
Сокращение сроков пуска скважин в работу
Сокращение сроков пуска скважин в работу при использовании предлагаемого бурового раствора в сравнении с пластовой водой связано главным образом с отсутствием явления поглощения воды пластом в процессе глушения и ремонта скважины и образования в пласте эмульсий.
Так при использовании в качестве жидкости глушения пластовой воды в скважинах с низкими и аномально низкими пластовыми давлениями практически всегда имеет место поглощение продуктивным пластом воды в пределах 20-150 м3, в то время как при использовании блокирующей жидкости ГЭР поглощение воды отсутствует вследствие кольматации коллектора скважины на проектный режим работы.
На основании лабораторных исследований и промышленных данных можно констатировать, что сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов достигается главным образом за счет трех факторов:
- высокого сродства гидрофобно-эмульсионного раствора на углеводородной основе к жидкости, находящейся в поровом пространстве коллектора (нефть или эмульсия нефти с пластовой водой);
- надежной адгезии ГЭР к породе;
- оптимальных реологических параметров, что создает высокие градиенты давления при продвижении раствора в поровое пространство коллектора.
Использование ГЭР при бурении и восстановлении бездействующего фонда скважин
Использование ГЭР при бурении и восстановлении бездействующего фонда скважин приводит к существенному росту технико-экономических показателей работы долота:
проходка на долото возрастает в пределах 10-30%,
механическая скорость бурения - на 20-80%.
При этом одним из лучших решений оказалось применение алмазных долот типа PDC, что при роторном способе бурения (долото диаметром 139,7 мм, тип FD-353ММ-А01, частота вращения долота 60-90об/мин., осевая нагрузка 3-5т, скорость циркуляции 4-6л/с) на глубине 3100-3700м обеспечивало механическую скорость бурения 2-6м/час. при проходке 600-800м на долото. Так, например, на скважине №65 Кобзивского ГКМ в интервале 3375-3730м врем ямеханического бурения составил 81,5час. при средней скорости 4,35м/час.