12.Фильтрацию различают:

1. Фильтрация без разделения фаз (поглощение бурового раствора). 2. Фильтрация с разделением фаз на стенке скважины. Зона кальматации - это зона внутрипластовой корки, которая состоит из твёрдой фазы бурового раствора и возможно химических реагентов. Зона кальматации формируется с момента образования перемычек между отдельными зёрнами или внутри трещин. Переходная зона - образуется в процессе "мгновенной" фильтрации (фильтрация до начала образования перемычек). Переходная зона состоит как из фильтрата, так и частиц твёрдой фазы. Зона проникновения фильтрата формируется после образования зоны кальматации. Фильтрацию различают:

1. Динамическая • это фильтрация бурового раствора в процессе углубления скважины или проведения технологических работ. 2. Статическая - это фильтрация, когда буровой раствор находится в состоянии покоя. 3. Забойная - это фильтрация на забое скважины в момент работы породаразрушающего инструмента.

Динамическая фильтрация зависит от: свойств фильтрационной корки, перепада давления и линейной скорости перемещения жидкости. Проницаемость фильтрационной корки зависит от её сжимаемости, а следовательно от формы частиц твёрдой фазы, гранулометрического состава и пластических свойств. Обработка растворов утяжелителями снижает коэффициент сжимаемости корки и увеличивает коэффициент проницаемости. В обращенных эмульсиях корка и зона кальматации представляют собой концентрированную эмульсии. Статическая фильтрация. Статическая фильтрация отличается постоянным нарастанием фильтрационной корки и отсутствием установившегося режима. На объем статической фильтрации влияет: Т, АР, температура, гранулометрический состав твердой фазы и химическая обработка. Забойная фильтрация способствует разрушению горной породы как за счёт выравнивания давления под долотом, так и в следствии адсорбционного понижения твердости. Эффект снижения твёрдости усиливается, если в составе бурового раствора находятся ПАВ ~ детергент. В качестве детергентов могут использоваться сульфанол, прогалит, ОП-10.

13. Хим.сос-в и св-ва фильтратов бур.р-ров. рН. Фильтрат: 1. Вода; 2. Полимерные реагенты; 3. Неорганич. соли и др.в-ва: - при хим.обработке; - при растворении солевых отложений; - при попадении в р-р минерализ.воды; - растворение сероводорода; - вместе со шламом. Минерализация – суммар.кол-во водорастворимых солей в пересчете на хлорид натрия. Минерал-ия - пресного рас-ра состав-т менее 0,001г/л; - солоноватой воды до 0,001-0,1г/л; - соленые воды 0,1-5г/л; - рассольные воды >5г/л. Солевой сос-в фильтрата бур.р-ра состоит из ионов натрия, калия, кальция, магния, сульфата, хлорида. Кроме перечисленных могут быть: йод, бром, литий, аммоний (NН₄), барий и т.д. Полож.влияние минерализации бур.р-ра: 1. Ингибирование глин.пород (снижение гидратации и набухание глин); 2. Снижение растворения соленосных отложений; 3. Кольматация приствольной зоны неустойчивых пород (соед.магния и кальция); 4. Повышение глиноемкости (максим.кол-во глин.фазы в бур.р-ре без измен.реологич.характеристик) бур.р-ров; 5. Гидрофобизация фильтрационных каналов в продук.пласте, что повышает кач-во вскрытия. Отриц.влияние: 1. Коагуляция глин.бур.р-ров (повыш.расход хим.реагентов, время на обработку бур.р-ров, а иногда и на ликвидацию аварий); 2. Ухудшение стабилиз.св-в хим.реагентов за счет глобулизации и высаливания; 3. Коррозия бурильного инструмента; 4. Кольмотация фильтрац.каналов продуктивного пласта высоленными продуктами хим.реакции фильтрата бур.р-ра с пластовой жидкостью. Водородный показатель:1. Влияет на растворение и эффективность хим.реакции (Например: КМЦ раствор-ся при рН=7-9, ФХЛС растворяется при рН>8, ВПРГ- при рН=9-11,5); 2. Влияет на гидротацию глин.пород и растворение карбонатных (Например: глин.породы и глинопорошки интенсив.реагируют при рН>9, карбон.породы- при рН<6).

В14.Содержания и состав твердой фазы и бурового раствора.

Твердая фазы: 1)Активная (коллоидная);а)Структурообразующая фаза (глина, глинопорошок, орг вещество);б)Высокодисперсная часть выбуренной породы; 2) Инертная (грубодисперсная);а)Утяжелители;б)Наполнители (резиновая крошка, опилки);в) Выбуренная порода (песок). Содержание тв фазы в целом определяется выпариванием определенного объема бурового раствора. Ст.ф=m₂/m₁*100%; m₁=V1*ρ; m1-масса раствора до выпаривания;m2-масса сухого остатка после выпаривания. Влияние твердой фазы на бурение и крепление скважи:.

1)Увеличение содержания тв фазы снижает показатели работы долот. Снижение коллоидной тв фазы с 7 до 3% позволяет увеличить Vмех в 1,5 (известняк) – 3(глины) раза. Проходная на долото увеличивается в 1,1 (известняк) – 1,5 раза; 2)Твердая фаза, в основном грубодисперсная, влияет на долговечность работы бурильного инструмента; 3)Твердая фаза, в основном коллоидная, позволяет получить буровые растворы с необходимыми реологическими и структурными свойствами. Например, ингибирующих растворах содержание коллоидной фазы должно быть в пределах 5-6%, полимерных – 1,5-2,5%, глинистых 8-12%; 4)Бур р-р должен содержать достаточное кол-во коллоидной фазы для сохранения стабильности р-ра и показателя фильтрации; 5)Содержание тв фазы влияет на качество цементирования.

Методы измерения твердой фазы:

1. Твёрдая фаза оценивается титрованием "метиловой синью". Заключается в следующем : берётся проба бурового раствора, обрабатывается перекисью водорода для разложения полимерных реагентов. После чего раствор медленно титруется "метиловой синью", т.е. после каждой добавки "метиловой сини" отбирается проба раствора пипеткой, и наносится на фильтровальную бумагу. Измерение считается законченным, когда вокруг капли образуется голубой ореол.

2. Грубодисперсная фаза оценивается параметром "песок" с помощью специального прибора.

3. Содержание утяжелителя определяют расчётным способом, учитывая содержание глины, содержание песка и плотность утяжелителя.

15.Смазочные и адгезионные св-ва бур.р-ров. Смаз.св-ва влияют на предупреждение осложнений и аварий при бурении, показатели работы долот (в том числе долговечность), уменьшают нагрузку на крюке при подьеме инструмента и облегчают спуск обсадной колонны.

Смаз.св-ва опред-я коэф.трения: f=F/N. Коэф.трения определяет взаимодействие м/у контак.поверхностями в опорах долот, забойных двигателей, м/у бурильным инструментом и бур.р-ром, м/у бур.инструм.и обсадной колонной со стенками скв., м/у бур.колонной и фильтр.коркой. В настоящее время под смазочной способностью понимают способность формировать на контак.повер-ях граничные слои, которые характериз-ся низким напряжением сдвига и выс.напряж.на сжатие. Гранич.слои могут быть представлены поверхностноактив.в-вами, УВ жидкостями, а также гидрофобизующими материалами. Если гранич.слой представлен ПАВ, то коэф.трения сниж-ся в результате незначительных взаимодействий м/у УВ радикалами. Этим же механ-ом обьясн-ся использовУВ жид-й. Адгезия: силы адгезии действуют только при тесном контакте пов-ей и только в том случае, еслиэти пов-ти близки по своим сос-вам, т.е.м/у двумя гидрофильными повер-ми). Бентон-ые структурообраз. увел.коэф.трения в основном за счет адгезионных взаимодействий. КМЦ

И др.линей.полимеры снижают мех.трение за счет разрыхления фильтр.корки. При этом увел.адгезионное взаомод-е. УЩР и др.пептизаторы увел.коэф.трения в результате сниж.влажности корки, но прак.не влияют на адгез.взаомод-е. Неорган.соли ув.коэф.трения за счет возрастания прочности структ.фильтр., но при этом адгез.составляющая может уменьшаться. Это связано с гижрофобиз-й повер-ти, тв.фазы, фильтр.корки.