2. Фильтрационные характеристики оказывают негативное влияние на качество вскрытия продуктивного пласта. Причины :

• Гидрофилизация поверхности фильтрационных каналов. - уменьшение диаметра пор.

Гидрофилизации способствуют щелочные элементы (NaOH, Na₂CO₃) и линейные полимеры (при высокой проницаемости пласта).

• Пептизация глинистого цемента или глинистых пород в составе коллектора. Пептизация также уменьшает эффективный диаметр пор. Этому процессу способствуют щелочные реагенты и углещелочной реагент.

• Образование нерастворимых соединений

- при взаимодействии остаточной пластовой воды, в составе которой могут быть карбонаты или ионы поливалентных металлов (Са²⁺). В этом случае они могут взаимодействовать с ионами бурового раствора, образуя нерастворимые соединения : CaCO₃, MgCO₃, Ca(OH)₂.

- образование нерастворимых нафтенатов (Fe, Mg, Ca) или мылов. Этому способствует обработка буровых растворов соединениями поливалентных металлов и высокое значение рН. Рекомендуемый рН : 7...7.5

• Образование в зоне проникновения фильтрата обратных эмульсий или пен.

Степень влияния буровых жидкостей на коллекторские свойства пласта оценивается скин-эффектом (Sk).

Приток пластовой жидкости в скважину при плоскорадиальной фильтрации определяется по формуле : (1)

Q - приток пластовой жидкости из пласта в скважину.

К - коэффициент проницаемости горной породы (призабойной зоны пласта - ПЗП)

h - толщина пласта (мощность).

- вязкость пластовой жидкости.

r_c - радиус скважины.

r_к - радиус контура питания.

Р_пл - пластовое давление.

Р_с - давление бурового раствора в скважине.

(2)

До загрязнения : (3)

После загрязнения : (4)

Для того, чтобы Q = Q^/ = const необходимо приложить некоторое дополнительное давление

= Sk - скин-эффект.

Sk - показывает во сколько раз нужно увеличить давление, чтобы приток был постоянным; оценивает на сколько изменились коллекторские свойства пласта.

Если Sk>0 - коллекторские свойства ухудшились (загрязнение пласта);

Sk=0 - ни какого воздействия жидкость не оказывает;

Sk<0 - улучшаются коллекторские свойства - может наблюдаться после проведения работ по интенсификации притока или при использовании растворов на углеводородной основе.

Структурно-механические и реологические свойства буровых растворов.

Структурно-механические свойства - это свойства, которые оценивают прочность пространственной структуры в буровых растворах.

Реологические свойства - это свойства жидкости или газообразного вещества, проявляющиеся в процессе их деформации (движения).

СНС.

СНС - минимальные касательные напряжения в момент разрушения структуры. СНС определяется либо ротационным прибором, либо по усилию сдвига плоской пластины.

Механизм образования смотри в “химии промывочных жидкостей”.

Случай “3” может иметь место при :

а) при утяжелении баритом, при недостаточной стабилизации раствора;

б) если наблюдается коагуляция раствора при добавлении электролитов, повышения температуры или при механических воздействиях;

в) при флокуляции раствора;

г) при перестабилизации бурового раствора химическими реагентами.

Роль СНС:

1. СНС позволяет удерживать выбуренную породу и утяжелитель во взвешенном состоянии;

2. Структурированный буровой раствор в некоторых случаях позволяет уменьшить интенсивность поглощения бурового раствора.

3. Структурированный раствор может уменьшить интенсивность кавернообразования, за счет образования, так называемой, шламовой подушки на стенках скважины. В момент интенсивного кавернообразования образуется шламово-глинистый буровой раствор, который под воздействием фильтрационных процессов обезвоживается. Это формирование занимает промежуточное место между жидким и твёрдым телом и препятствует дальнейшему разрушению стенок скважины. Однако при проведении СПО или специальных работ в скважине, изменении состава и свойств бурового раствора, вся эта масса может обрушиться в скважину.

4. Высокие структурные свойства могут явиться причиной гидроразрыва пласта при спуске инструмента, или проявления - при подъёме.

5. Высокие значения СНС увеличивают пусковое давление насоса и могут явиться причиной разрушения предохранительного клапана.

Необходимое значение СНС можно определить аналитическим путём, используя уравнение Гаррисона : ;

D_m - диаметр частицы выбуренной породы. Зависит от диаметра и типа долота;

- плотность породы;

- плотность бурового раствора;

m - коэффициент, учитывающий форму частиц (m=1.6...12.5)

t - время покоя, в секундах;

К - коэффициент, значение которого выводиться из закона Стокса, с учётом времени торможения, и зависит от размеров частиц, реологических характеристик и допустимой величины осадка на забое скважины -

- пластическая вязкость;

h - высота осадка на забое скважины (h= 50 300 см)

С - объёмная концентрация выбуренной породы в растворе;

С₀ - объёмная концентрация выбуренной породы в осадке;

D_сред - средний диаметр частиц выбуренной породы (справочное);

- минимальное значение СНС для удержания частиц выбуренной породы в буровом растворе;

В - коэффициент, который определяется :

Реологические параметры.

Жидкости : ньютоновские, неньютоновские, вязко - упругие.

Ньютоновские : 1. со стационарными свойствами - свойства не меняются от времени покоя

2. с нестационарными свойствами - свойства меняются от времени покоя

1. - Ньютоновская.

2,3 - анамально - вязкие жидкости.

k - коэффициент консистентности;

n - показатель нелинейности

Если n<1 - псевдопластичная жидкость - 2;

n>1 - дилотантная (расширяющаяся) жидкость - 3.

4. - вязко-пластичная жидкость.

- динамическое напряжение сдвига (ДНС);

- пластическая вязкость;

К, n, - реологические константы, которые зависят от содержания твёрдой фазы и степени коагуляции.

₀ - касательные напряжения, при выводе системы из равновесия, предел пластичности бурового раствора. ₀ [Па, мГс/см², Н/м²]

- вязкость, которая определяется силами внутреннего трения, предельно разрушенной структуры бурового раствора. [Па*с, сПз, Пз]

К - показатель консистентности раствора, численно определяет вязкость системы и оценивает подвижность раствора. К - зависит от содержания твёрдой фазы, вязкости дисперсной системы, а так же от коагуляции бурового раствора.

n - показатель нелинейности - определяет степень отклонения раствора от ньютоновской жидкости и зависит о содержания коллоидного компонента и степени коагуляции бурового раствора. Чем меньше n, тем лучше выносящая способность бурового раствора.

_эф - это вязкость буровой жидкости при определённой скорости сдвига, т. е. это истинная вязкость в отдельных элементах циркуляционной системы.

(“е” с точкой) - скорость сдвига.

Для 2 и 3 жидкости :

Для 4 жидкости : ; - структурная вязкость.

Структурная вязкость - это вязкость циркулирующего раствора, способного формировать пространственную структуру, и зависит от сопротивления остатков разрушенной структуры. Структурная вязкость зависит от скорости сдвига.

₀ - зависит от коагуляции, содержания коллоидной фазы, вязкости дисперсионной среды и содержания твёрдой фазы в целом. При добавлении соли увеличивается больше чем при добавлении твёрдой фазы.

- зависит от твёрдой фазы, коллоидного компонента, вязкости дисперсионной среды, и в незначительной степени, от коагуляции.

- зависит от содержания твёрдой фазы, вязкости дисперсионной среды, от скорости сдвига.

ПАА - связывают воду, увеличивают, в первую очередь, вязкость дисперсионной среды, увеличивает и содержание коллоидной фазы.