Cтраница 2
В разные периоды времени к таким циркулирующим средам относили воздух, природный или естественный газ, газы от двигателей внутреннего сгорания, суспензии, туман, эмульсии, стабильные и плотные пены, а также аэрированные жидкости. У последних жидкий компонент в зависимости от конкретных геологических условий был представлен: пресной водой или водой, насыщенной известью; карбонатами, сульфонатами; минерализованной или морской водой; буровыми растворами на водной или нефтяной основе; эмульсионными буровыми растворами; дизельным топливом или нефтью. [16]
В качестве нефтяного компонента используют чистую нефть или с некоторой примесью воды ( до 20 %) дизельное топливо и др. При добавлении нефти можно ориентировочно руководствоваться следующими данными. С введением 5 % нефти ( по массе от объема) резко снижается липкость корки, при 7 - 8 % прекращается образование сальников. Применение эмульсионных буровых растворов не затрудняет осуществление электрометрических исследований. [17]
Оценка различных эмульгаторов показала, что нефтерастворимые реагенты ( окисленные керосин, парафин и петролатум, нафтенат алюминия и др.) не эффективны для получения эмульсионных буровых растворов. Для практического использования лучшими эмульгаторами оказались щелочные мыла и нафтеновые сульфокислоты ( нефтяные контакты и детергенты), причем нейтрализованные контакты не имеют преимуществ, а иногда даже уступают кислым. В эмульсионных буровых растворах наибольший эффект дают кальциевый и натриевый детергенты ( ДС, ДС-РАС) и газойлевый контакт. Сравнение оптимальных дозировок газойлевого контакта ( 0 2 % ГК), НЧК ( 0 3 %), УЩР ( 10 %) и КМЦ ( 1 %) показывает, что наибольшее диспергирование дает газойлевый контакт. [18]
Другая возможная причина ухудшения коллекторских свойств из-за капиллярных явлений - эмульгирование внутри-поровой нефти, которое может произойти, если фильтрат эмульсионного ( нефть в воде) бурового раствора содержит значительные количества эмульгатора. Эмульгирование происходит в связи с увеличением скорости сдвига в сужениях фильтрационных каналов, хотя общая скорость течения мала. Если при этом образуется устойчивая эмульсия, ее капельки запираются в порах и снижают эффективную проницаемость. Однако эмульгатор присутствует в фильтрате лишь в том случае, когда в эмульсионном буровом растворе имеется его избыток. Поэтому можно избежать эмульгирования в пласте, если тщательно подбирать и поддерживать состав эмульсионного раствора. [19]
При бурении в глинах ГКЖ необходимо комбинировать с негидролизованным полиакрилами-дом ( ПАА) в соотношении 1: 20 или другими веществами, имеющими кислую реакцию, для повышения ингибирующих свойств ГКЖ. Для получения такой смеси используется 2 % ПАА-ГС с содержанием активного вещества 50 %, ГКЖ-11Н - 20 %, остальное вода. Добавка смеси составляет 0.5 - 2.5 %, что в пересчете на активное вещество равно 0.005 - 0.025 % ПАА-ГС и 0.1 - 0.5 % ГКЖ-11Н. ГКЖ-11Н в комбинации с лигносульфонатами предупреждает вспенивание буровых растворов и исключает расход щелочи, необходимый для гидролиза реагентов. ГКЖ предупреждает прихваты бурильных труб ввиду тонкой, прочной глинистой корки, придает поверхности труб несмачивающиеся свойства, обеспечивая их хорошую очистку от раствора. ГКЖ может применяться для омыления синтетических жирных кислот ( СЖК) вместо щелочи и в качестве гидрофобизатора в растворах на углеводородной основе ( РУО), где продукты реакции СЖК и ГКЖ значительно увеличивают термостойкость РУО. Разработан РУО, где вместо извести применяется добавка 1 - 2 % ГКЖ, а также инвертный эмульсионный буровой раствор, где реагентом стабилизатором служит состав: эмультал ( полиэтиленимин) ГКЖ-11Н, при этом добавка такого реагента составляет 5 %, а термостойкость эмульсии 140 С. ГКЖ-11Н может применяться при температуре 200 С и более, минерализации по NaCl до 10 %, по СаС12 до 1.0 % и совместима со всеми химреа-гентами. В зависимости от величины добавки, ГКЖ ускоряют или замедляют сроки схватывания и пластифицируют тампонажные растворы, вводятся перед разбурива-нием цементных мостов. [20]