Сравнение свойств полимерных и минеральных буровых растворов. Приготовление крахмального реагента и лигнопола и применение его в ПО «Беларуснефть», страница 2

Совершенно очевидно, что надежно измеренные эксперименталь­ные данные всегда пользуются преимуществом по сравнению с та­кого же типа данными, но полученными путем применения тех или иных оценок. В этом отношении все методы, описываемые в книге, имеют ограниченную ценность.

1. Сравнение свойств полимерных и минеральных буровых растворов.

Для  целей тампонирования скважин пригодны только такие полимеры,   которые  не подвержены  разрушающему действию пластовых флюидов и повышенных геостатических темпера­тур.  В  полной мере этим требованиям удовлетворяют лишь полимеры с пространственной структурой. В  то же время по­лимерный материал исходного состава может быть достав­лен к забою скважины только в жидком виде. В зоне тампо­нирования жидкая смесь должна перейти в твердое состояние. При этом возникает необходимость предотвратить синерезис и усадку,  сопровождающие процесс образования микромолекулярной сетки.

На основании анализа результатов применения минераль­ных тампонажных материалов и накопленного опыта использо­вание полимерных тампонажных материалов можно выделить следующие основные случаи  целесообразности  их использова­ния:  склонность пластов к гидравлическому разрыву под дей­ствием давления продавливания тампонажных растворив вы­сокой плотности;  наличие интенсивных газопроявлений;  пог­лощения тампонажного раствора высокой плотности;     наличие тонкопористых поглощающих пластов; проявления высокоагрессивных пластовых флюидов и др.

Высокое качество тампонирования может быть достигну­то только в том случае, если тампонажный раствор идеально смачивает поверхность колонны, и стенки скважины.  При использовании полимерных материалов улучшить смачиваю­щую способность можно путем введения в тампонажный рас­твор специальных добавок.

Поскольку рецептуры полимерных тампонажных растворов достаточно разнообразны, всегда можно подобрать раство­ры, химически инертные по отношению к горным породам и пластовым флюидам.

Реологические свойства

Вязкость полимерных тампонажных растворов,   как прави­ло,  можно регулировать в широких пределах,  в то время  как намного понизить вязкость цементных растворов не удается. Известно,  что вязкость тампонажного раствора  не должна быть выше  200  сП,  так как при прокачивании  более вязких жидкостей _%создаются  неоправданно высокие давления  на пла­сты.  Вязкость не должна быть также очень низкой,  так как в противном случае раствор будет легко фильтроваться в по­ристые породы.  Особенно опасно это при тампонировании не­фтеносных пластов,  так как отфильтровавшийся в пласт там­понажный раствор может закупорить его и воспрепятствовать притоку нефти в скважину.  Исключение составляют случаи, когда при тампонировании преследуется цель закупорить ма­лопроницаемые пласты - коллекторы или ликвидировать    пропуски в резьбовых соединениях колонн.

В  период О31Д,   наоборот,  требуется,  чтобы вязкость там­понажного раствора возрастала быстро и равномерно.  Вяз­кость  цементных растворов нарастает медленно и неравно­мерно.  При образовании  пространственных сеток в полимерных тампонажных растворах этого  не наблюдается,  что очень существенно при тампонировании  скважин,  в  которых возмож­ны проявления.

Структурно-механические свойства полимерных тампонаж­ных растворов можно регулировать в широких пределах, ис­пользуя высокополимерные добавки и наполнители, образую­щие коагуляционную структуру.

Плотность тампонажного раствора должна быть такой, чтобы столб жидкости в скважине не создавал опасных пе­регрузок на пласт,  с другой стороны,  она не должна быть слишком низкой, чтобы давление флюидов в пласте не пре­восходило гидростатического давления столба жидкости в скважине. Плотность цементных растворов в настоящее время может быть доведена до  1,50-2,ЗО г/см ,  а плотность полимерных тампонажных -растворов уже удается изменять в пределах 1,07-2,35 г/см, причем есть реальная возмож­ность еще  более расширить эти пределы.