Известны запатентованные зарубежными фирмами (Maraton Oil Company, CobPMaEls, Ransford) способы восстановления проницаемости ПЗП, загрязненной полимерными фильтратами и полимерами, использующие для разрушения органических полимеров такие реагенты, как неорганический пироксид, гипохлориты щелочных металлов и третичные амины.
В экспериментальных работах (Ягафаров А.К., Клещенко И.И. и др., 1990) для разрушения полимеров были применены гипохлорит кальция – Ca(ClO2) и перекись водорода – H2O2, являющиеся сильными окислителями.
Результаты исследований показали, что проницаемость коллекторов по нефти после обработки их полимерразрушающими реагентами восстанавливается в среднем на 25-30 %, а в единичных случаях до 70 % от первоначальной.
Вследствие всего выше изложенного предполагается для интенсификации притока из пласта обрабатывать его 10 %-ным раствором гипохлорита кальция – Ca(ClO2).
Таблица 4.2
|
Рецептура |
Показатели свойств |
Область применения жидкости |
|||
|
Компонентный состав |
кг/м3 |
Способ заканчивания скважины |
Тип |
||
|
Полимералюминатный карбонатный раствор (ПАКБР) |
Водный раствор CaCl2 ОП-10 мел |
200 0,5 250-300 |
r = 1100 кг/м3 УВ = 25-30 с В =5-8 см3/30мин К = 0,5-1,0 мм СНС = 0/0 Па П<1% |
Крепление ствола скважины обсадной колонной; открытый забой |
Горизонтальная скважина; дополнительный ствол |
Реологические свойства промывочных жидкостей характеризуются значениями пластической вязкости h и динамического напряжения сдвига t0. В соответствии с регламентом на приготовление и обработку бурового раствора, а также рекомендацией для него [8] выбираем значения пластической вязкости, равное 30 мПа×с, идинамического напряжения сдвига – до 20 дПа. Условная вязкость, при вскрытии продуктивной залежи, достигает 20 с.
Отсутствие в рецептуре раствора глины позволяет снизить негативное воздействие коллоидных частиц, проникающих в поры породы-коллектора и механически их закупоривающих, снижая тем самым ее проницаемость.
Так как выбранный раствор не обладает статическим напряжением сдвига, а следовательно он не способен удерживать частицы шлама во взвешенном состоянии, то при необходимости остановить циркуляцию перед выключением насосов необходимо, не создавая нагрузки на долото продолжить промывку объемом равным двум объемам скважины, для полного выноса шлама.
Согласно правилам безопасности ПБ 08-624-03 плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводопроявляющих пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.
Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины, превышающего пластовое на 10% при глубине до 1200 м и на 5% при глубине более 1200 м.
Противодавления на горизонт не должны превышать пластовое давление на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и на 2,5 - 3 МПа для более глубоких скважин (табл. 4.1).
Относительную плотность промывочной жидкости вычисляют по формуле: ρ0=a∙Ka , где a – коэффициент запаса, характеризующий регламентируемое правилами превышение давления бурового рас-твора над пластовым давлением.
Таблица 4.3
|
Интервал глубин, м |
DP, МПа |
а |
|
£1200 |
1,5 |
1,1 |
|
>1200 |
2,5-3,0 |
1,05 |
При выборе плотности должно быть выполнено условие:
Ка<r<Кп.
В интервале продуктивного пласта:
rо=0,98×1,1=1,08
Окончательно задаём значение плотности r = 1080 ¸ 1100 кг/м3.
5. Проектирование бурильной колонны.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.