- •2. Фильтрационные характеристики оказывают негативное влияние на качество вскрытия продуктивного пласта. Причины :
- •Структурно-механические и реологические свойства буровых растворов.
- •Влияние реологии на качество бурения и заканчивание скважин.
- •Состав фильтрата бурового раствора.
- •Содержание ионов водорода (рН).
- •Смазочные свойства буровых растворов.
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.
rc - радиус скважины.
rк - радиус контура питания.
Рпл - пластовое давление.
Рс - 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:
СНС позволяет удерживать выбуренную породу и утяжелитель во взвешенном состоянии;
Структурированный буровой раствор в некоторых случаях позволяет уменьшить интенсивность поглощения бурового раствора.
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.
Высокие структурные свойства могут явиться причиной гидроразрыва пласта при спуске инструмента, или проявления - при подъёме.
Высокие значения СНС увеличивают пусковое давление насоса и могут явиться причиной разрушения предохранительного клапана.
Необходимое значение СНС можно определить аналитическим путём, используя уравнение Гаррисона : ;
Dm - 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;
Dсред - 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
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.
- 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.