На товщину фільтраційної кірки

8.4.2 Проникність фільтраційної кірки

Проникність фільтраційної кірки є основним параметром, від якого залежать як статична, так і динамічна фільтрація.

Проникність найбільш точніше відображає механізм фільтрації у свердловині, ніж інший показник. У якості показника для оцінки фільтраційних властивостей бурових розчинів з різною об’ємною долею твердої фази проникність фільтраційної кірки має суттєву перевагу над об’ємом фільтрату, оскільки вона не залежить від кількості твердої фази.

Проникність кірки дає змогу отримати інформацію про електрохімічні процеси у буровому розчині та про механізм зменшення фільтрації бурового розчину. Так, якщо у буровий розчин ввести реагенти полімери для зменшення фільтрації, то вони адсорбуються на глинистих частинках і покривають їх активні поверхні. Такі шари захисних реагентів на твердій фазі бурового розчину виконують функцію ущільнюючих прокладок, коли тверда фаза стає кіркою. Кірка відразу стає непроникною при малій товщині, тому адсорбовані шари полімерів на твердій фазі заповнюють простір між її частинками, ущільнюючи таким чином всю кірку.

Крім товщини і проникності фільтраційна кірка ще характеризується липкістю або фрикційними властивостями. Як правило, ці властивості оцінюються коефіцієнтом тертя між фільтраційною кіркою і металом.

Таким чином, швидкість утворення і товщина кірки є різними і залежать від ряду факторів, у тому числі і від якості промивальної рідини. Грубо дисперсні, низькоякісні і нестабільні бурові розчини формують на стінках свердловини товсті, крихкі і нещільні кірки зі стійкими розмірами каналів, через які проникає фільтрат бурового розчину. Такі розчини мають високі показники фільтрації більше 1014см³/30хв.

Високодисперговані розчини формують, як правило, тонкі і щільні кірки, фільтрація дисперсійного середовища через які стає меншою 4-6см³/30хв. З плином часу може наблизитися до нуля.

Наявність високих значень фільтрації бурового розчину та товстої фільтраційної кірки на стінках свердловини є причиною (див. лабораторний практикум):

– втрати стійкості стінок свердловин і появи осипань та обвалювань;

– забруднення порід колекторів;

– затяжок бурильного інструменту та сальникоутворення під час СПО;

– збільшення ймовірності виникнення прихоплень;

– збільшення перепаду тиску при циркуляції бурового розчину;

– погіршення очищення свердловини від шламу;

– спотворення показів геофізичних приладів;

– низької якісні цементування свердловин (фільтраційна кірка покривається мережею тріщин під час контакту із цементним каменем).

ЕКЦІЯ № 9

Густина бурового розчину та її значення в процесі буріння свердловин. Вміст газу у буровому розчині

Залежно від характеру технологічних процесів при бурінні свердловин, а також при виконанні певних технологічних операцій вимоги до густини бурового розчину можуть бути найрізноманітніші. Так для забезпечення оптимальної роботи долота під час розкриття продуктивних горизонтів густина промивальної рідини повинна бути такою, щоб репресія на вибій і пласт була мінімальною. Проте сучасна технологія буріння така (особливо у нас в Україні), що густину бурового розчину вибирають із умови уникнення нафтогазопроявів, осипань, обвалювань гірських порід, які розбурюються. Для вибору густини визначним фактором є пластовий тиск флюїду і тиск зі сторони свердловини повинен бути достатнім, щоб не допустити некерованого припливу пластового флюїду.

Гідростатичний тиск стовпа бурового розчину в свердловині – єдиний фактор, завдяки якому пластовий флюїд не проривається на поверхню під час спуско-підіймальних операцій, в період відсутності циркуляції при відкритому превенторі і т.д. Співвідношення між гідростатичним тиском бурового розчину і пластовим тиском називають показником безпеки, чим вищий цей показник, тим більша гарантія запобігання викиду. Зі збільшенням густини розчину, як правило підвищується стійкість стінок свердловини.