- •Теоретическая часть фильтрационные свойства буровых растворов[1]
- •Теория статической фильтрации
- •Зависимость объема фильтрата от времени
- •Зависимость объема фильтрата от температуры
- •Фильтрационная корка Толщина фильтрационной корки
- •2.Смеси с расширенным диапазоном линейного распределения частиц по размерам обеспечивали наименьшую пористость.
- •3.Избыток мелких частиц приводил к меньшей пористости, чем избыток крупных частиц.
- •Проницаемость фильтрационной корки
- •Влияние размера и формы твердых частиц на проницаемость фильтрационной корки
- •Процесс закупоривания
- •Динамическая фильтрация
- •Фильтрация в стволе скважины Фильтрационный цикл при бурении скважины
- •Фильтрация ниже долота
- •Оценка скоростей фильтрации в скважине
Теоретическая часть фильтрационные свойства буровых растворов[1]
Для предотвращения притока пластовых флюидов в ствол скважины гидростатическое давление столба бурового раствора должно превышать давление флюидов в порах породы. Поэтому буровой раствор имеет тенденцию вторгаться в проницаемые пласты. Сильных поглощений бурового раствора в пласт обычно не происходит благодаря тому, что его твердая фаза проникает в поры и трещины на стенке ствола скважины, образуя глинистую корку сравнительно низкой проницаемости, через которую может проходить только фильтрат. Буровой раствор приходится обрабатывать с целью обеспечения как можно меньшей проницаемости глинистой корки, чтобы поддержать устойчивость ствола скважины и снизить до минимума внедрение фильтрата бурового раствора в потенциально продуктивные горизонты, что вызывает ухудшение коллекторских свойств. При высокой проницаемости глинистой корки она становится толстой, что уменьшает эффективный диаметр cтвола и вызывает различные осложнения, например чрезмерный момент при вращении бурильной колонны, затяжки при ее подъеме, а также высокое давление при свабировании и значительные положительные импульсы давления. Толстая корка может вызвать прихват бурильной колонны под действием перепада давления, что приводит к дорогостоящим ловильным работам.
При бурении нефтяной скважины проявляются два вида фильтрации: статическая, протекающая при отсутствии циркуляции, когда буровой раствор не мешает росту фильтрационной корки, и динамическая, происходящая в условиях, когда буровой раствор циркулирует, а рост фильтрационной корки ограничен из-за эрозионного действия потока бурового раствора. Скорость динамической фильтрации значительно выше статической, и большая часть фильтрата бурового раствора проникает в пласты, вскрытые скважиной, в динамических условиях. Фильтрационные свойства буровых растворов оцениваются и регулируются на основании испытания на фильтрационные потери по методике АНИ. Оно проводится в статических условиях и поэтому не является надежным средством определения фильтрации в скважине, если не установлена зависимость между статической и динамической фильтрациями , в соответствии с которой интерпретируются результаты этого испытания.
СТАТИЧЕСКАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ
Теория статической фильтрации
Если единичный объем устойчивой суспензии твердого вещества фильтруется через проницаемый фильтр и если объемную долю фильтрата обозначить через х, то объемная доля корки, отложившейся на фильтре и содержащей твердую и жидкую фазы, составит (1- х). Поэтому, если Qc — объем корки, a Qw — объем фильтрата, то
Qc/ Qw = (1-x)/x, (1)
а толщина корки h, образующейся на единичной поверхности в единицу времени,
h = Qw. (1-x)/x (2)
По закону Дарси
dq/dt = kp/(µh), (3)
где k — проницаемость, Д; р — перепад давления, кгс/см2; µ— вязкость фильтрата, сП; h—толщина, см; q — объем фильтрата, см3; t — время, с. Следовательно,
(dq/dt)=( kp x)/( µ Qw (1- x).
После интегрирования получим
Qw2=(2 kp xt)/( µ (1- x)). (4)
Из уравнений (1) и (4) имеем
Qw2=(2 kp/ µ)( Qw/ Qc) (5)
Если площадь фильтрационной корки равна А,
Qw2=(2 kpA2/ µ)( Qw/ Qc)t (6)
Это фундаментальное уравнение, определяющее фильтрацию при статических условиях.