Технологічні особливості застосування розчину

В процесі буріння свердловини, окрім загальноприйнятих параметрів , , СНЗ, , , , один раз в зміну контролюють значення миттєвої та питомої фільтрації.

Під миттєвою фільтрацією розуміють кількість розчину, який проникає в пласт до моменту утворення фільтраційної кірки. Час утворення кірки залежить від проникності гірських порід ( ) та фільтраційних властивостей розчину. Із пониженням швидше наступає кольматація стінок свердловини і зменшується. Умовно прийнято миттєву фільтрацію замірювати за 20 сек.

Питома фільтрація характеризує щільність та проникність кірки і визначають її за формулою:

, [ за 2 години],

де покази приладів ВМ-6 через 8 і 6 годин, см³; 44 – площа фільтрувального паперу, см².

Із зменшенням якість фільтраційної кірки покращується, а кількість фільтрату, яка проникає в пласт, понижується.

Для визначення та використовують два стандартних прилади ВМ-6, в один з яких вкладають фільтрувальний папір, а в другий – сітчастий фільтр (металічна сітка) з розміром комірки 80 мкм.

Застосування паперового та сітчастого фільтрів дає можливість оцінити придатність розчину для буріння, як низькопроникних, так і високопроникних порід ( мкм²). Допустиме значення миттєвої та питомої фільтрації розчину – наступні:

а) для фільтрувального паперу;

см³за 20 сек,

за 2 години;

б) для сітчастого фільтра

см³за 20 сек,

за 2 години;

Якщо в розчині значення та більші допустимих, то розчин вважають неякісним і він підлягає додатковій хімічній обробці.

Високе значення свідчить про недостатній вміст дисперсної фази, а великі значення – про незначну кількість полімеру в розчині.

Миттєву фільтрацію зменшують, шляхом домішки азбесту який попередньо розпушують в кислому середовищі , а потім обробляють .

Питому фільтрацію зменшують, при задовільних значеннях , за допомогою карбоксиметилцелюлози.

Кількість азбесту і КМЦ, які необхідні для регулювання та , визначають дослідним шляхом і контролюють повторними замірами. Оскільки для заміру потрібно багато часу (не менше 8 годин), то допускається заміряти через 2 години. У цьому випадку, коли значення менше або рівні 10÷12 см³/см² на паперовому фільтрі і 22÷25 см³/см² на сітчастому фільтрі, то хімічну обробку розчину з допомогою КМЦ вважають ефективною.

2 При необхідності збільшення умовної в’язкості та статичного напруження зсуву, наприклад, спостерігається часткове поглинання або інтенсивний виніс шламу, пов’язаний з обвалами та осипами стінок свердловини, в розчин вводять азбест, , КМЦ. Кількість названих матеріалів може бути більшою в порівнянні з рекомендованими значеннями (див. склад розчину).

3 Азбестосолегелевий розчин не суттєво впливає на продуктивність теригенних колекторів. Добрі кіркоутворюючі та кольматуючі властивості розчину практично виключають можливість забруднення пласта в процесі буріння та цементування експлуатаційної колони. Але в процесі перфорації об-садної колони та виклику припливу пластового флюїду, природні колекторські властивості пласта можуть погіршитися із-за інфільтрації АСГР в перфораційні канали і утворення навколо отворів кольматуючих зон.

Так, на основі лабораторних досліджень встановлено, що кольматуюча дія АСГР зменшує продуктивність піщаників з мкм² на 5÷15%, з мкм² на 15÷35% та на 35÷70%. Отже, найбільш суттєве зменшення дебіту продуктивних горизонтів спостерігається при високій проникності порід-колекторів.

Для усунення цього негативного явища, рекомендується перфораційні роботи та освоєння свердловин проводити на такій же нафті, яка залягає в пласті.

4. Одним з недоліків АСГР є погана його очистка від вибуреної породи. Розчин очищають в основному з допомогою шламозбірників та жолобної системи. Використання вібросита для очистки розчину призводить до значних втрат азбесту. Для зменшення цих втрат рекомендується додаткове диспергування азбесту. З цією метою розчин, оброблений азбестом, прокачують через диспергатор ДГ-1 та бурильний інструмент, опущений у свердловину без турбобура але з гідромоніторним долотом, на протязі 2-3 годин. Потім розчин пропускають через вібросито і приступають до поглиблення свердловини.

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
АСГР з структурованою полімерною фазою	\|

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.004 сек.