5. Сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта.

Если диаметр частиц меньше диаметра пор то в призабойной зоне пласта образуется зона кальматации. Эта зона не проницаема для твёрдой фазы бурового раствора, но проницаема для фильтратов.

Глубина зоны кальматации зависит от состава бурового раствора и соотношения диаметра частиц к диаметру пор. Глубина проникновения фильтрата зависит от проницаемости зоны кальматации и продуктивного пласта, а так же от фильтрационных свойств бурового раствора.

V_ф=f(k, , C_эл , ПАВ)

Естественная проницаемость продуктивных пластов зависит от способности бурового раствора предупреждать высаливание твёрдой фазы в порах, набухание глинистого цемента, образование нефтяных эмульсий и газожидкостных смесей, капилярного всасывания. С этой целью необходимо регулировать показатель фильтрации, состав и свойства фильтрата, состав твёрдой фазы буровых растворов.

6. Создание противодавления на продуктивные пласты с целью предупреждения нефте-газо-водопроявлений.

Р_пл<P_скв<Р_погл ; Р_пл=k_a*Р_{г ст.} < gh

Противодавление на пласт обеспечивается столбом бурового раствора, давление которого зависит от плотности жидкости. Если вскрываемый пласт относится к пластам с аномально высоким пластовым давлением (k_a>1), то буровой раствор должен содержать утяжеляющие добавки.

Согласно правилам безопасности давление скважины больше Р_пл на величину коэф. запаса : Р_скв=а*Р_пл . До глубины 1200м а=1.1 1.15, но при этом перепад давления между скважиной и пластом не должен превышать 1.5 МПа

<1200м - а=1.1 1.15 ;

1201-2500 - а=1.05 1.1 ;

>2500 - а=1.04 1.07 ;

7. Передача гидравлической энергии забойному двигателю.

N_г - гидравлическая мощность двигателя.

N_г=f(Q, , ,С_{тв. Ф.})

N_г=Q³

(влияет на потери N_г)

(потери N_г)

С_тв.ф. , износ турбины, опор.

Для обеспечения эффективной работы забойного двигателя необходимо поддерживать на минимально возможном уровне плотность, вязкость и содержание твёрдой фазы, или использовать специальные буровые растворы.

1. Повышение технико-экономических показателей (ТЕП).

9. Охлаждение породоразрушающего инструмента.

Данная функция зависит от подачи бурового насоса, содержания твёрдой фазы, реологических характеристик и теплофизических свойств бурового раствора.

10. Снижение трения бурильной и обсадной колонны о стенки сважины.

11. Сохранение теплового баланса в многолетне-мёрзлых породах.

Для выполнения данной функции буровой раствор должен обладать определёнными теплофизическими свойствами, повышенными реологическими характеристиками, инертностью (по отношению к горной породе), низкой температурой замерзания (для того чтобы можно было использовать холодильные установки).

12. Качественная интерпретация геолого-геофизических исследований - эта функция зависит от фильтрационных показателей, электрических свойств, реологических характеристик.

Требования к буровым растворам.

1. Буровой раствор должен обладать достаточной плотностью для предупреждения нефте-газо-водопроявлений или сохранения устойчивости стенок скважины.

2. Буровой раствор не должен взаимодействовать с горной породой.

3. Состав бурового раствора должен быть таким, чтобы сохранялись коллекторские свойства продуктивных пластов.

4. Выбуренная порода не должна ухудшать качество бурового раствора.

5. При вскрытии поглощающих пластов буровой раствор должен обладать кальматирующими свойствами (механическое закупоривание порового пространства).

6. Буровой раствор не должен ухудшать технико-экономические показатель бурения.

7. Компоненты раствора, и сам раствор в целом, должны быть пожаро-, взрывобезопасны.

8. Компоненты бурового раствора не должны вызывать токсикологическое или любое другое отравление живой и неживой природы.

9. Не дефицитность материалов и химических реагентов, применяемых в буровых растворах.

Технологические свойства буровых растворов.

1. Плотность.

2. Фильтрационные показатели.

• показатель фильтрации (водоотдача).

• толщина фильтрационной корки.

3. Реологические характеристики.

• статическое напряжение сдвига (СНС).

• реологические константы ( n,k)

• эффективная и асимптотическая вязкость.

• условная вязкость.

4. Состав твёрдой фазы.

• общее содержание твёрдой фазы (С_т.ф.).

• содержание коллоидной фазы (С_к).

• содержание песка (С_п).

5. Свойства фильтрата.

• водородный показатель (рН).

• содержание водорастворимых солей.

6. Устойчивость буровых растворов.

• отстой (суточный).

• стабильность.

• электростабильность (определяет устойчивость обратных эмульсий).

7. Смазочные и адгезионные свойства буровых растворов и фильтрационных корок.

8. Теплофизические свойства.

• теплоёмкость.

• теплопроводность.

• температуропроводность.

9. Содержание нефти “Н”.

10. Содержание газа “Г”.

Плотность.

Плотность бурового раствора - это масса единицы объёма.

[кг/м³] [г/см³;т/м³] ; 1000 кг/м³ = 1 г/см³

Плотность определяется правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Согласно этим правилам для предупреждения нефте-газо-водопроявлений плотность определяется формулой : (1)

(2)

а - коэффициент запаса, зависит от глубины скважины и определяется правилами безопасности.

Р - величина допустимой репрессии на пласт, зависит от глубины и определяется правилами безопасности.

Р_пл - пластовое давление.

Н_к - глубина залегания кровли проявляющего пласта.

Для предупреждения разрушения стенок скважины плотность определяют по формуле : (3)

Р_пор - поровое давление в неустойчивом пласте.

Н - глубина залегания подошвы неустойчивого пласта.

Р_доп - величина допустимой репрессии на пласт, при которой сохраняется его устойчивость.

Р_доп=(0.1 0.15)* _ск; (4)

(5)

или , где

- плотность поровой жидкости.

- плотность пресной воды.

- коэффициент анамальности порового давления.

Пример 1: Н_к=3000м ; grad Р_пл = 12кПа/м ; - ?

(кг/м³)

кг/м³

Пример 2: Н_к=3000м; Р_пл>Р_г-ст. на 10%; -?

Р_пл=k_а*Р_г-ст.=k_а* *gH*a ; k_а=1.1

Фильтрационные свойства буровых растворов.

Под фильтрацией понимают перемещение бурового раствора или его фильтрата в пласт под действием перепада давления. Обязательными условиями фильтрации являются : наличие проницаемых пластов (каналы фильтрации) и положительный перепад давления.

Р=Р_скв - Р_пл

Фильтрацию различают :

1. Фильтрация без разделения фаз (поглощение бурового раствора), d_п >10d_ч, где

d_п - диаметр пор

2. Фильтрация с разделением фаз на стенке скважины.

3. Фильтрация с разделением фаз внутри пласта.

3d_ч d_n 10d_ч

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 бурового раствора.

В режиме установившейся фильтрации скорость фильтрации описывается уравнением Дарси : [ ]

k - коэффициент проницаемости.

Р - перепад давления.

h - толщина фильтрационной корки.

- вязкость фильтрата.

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 эмульсию.

Чем выше скорость, тем меньше толщина фильтрационной корки.

- касательные напряжения, возникающие в фильтрационной корке при перемещении.

f - коэффициент трения.

- толщина корки, которая подвергается эрозии.

x - коэффициент, зависящий от сжимаемости корки.

При обработке лигносульфанатами увеличивается коэффициент сжимаемости корки, при одновременном снижении коэффициента трения и касательных напряжений. Кроме того лигносульфанаты содержат молекулы низкой массы и высокомолекулярные частицы. Низкомолекулярные увеличивают вязкость фильтрата, а высокомолекулярные снижают проницаемость фильтрационной корки.

Статическая фильтрация.

Статическая фильтрация отличается постоянным нарастанием фильтрационной корки и отсутствием установившегося режима.

Q_ф - количество фильтрата.

Q_к - количество пор.

Х - доля жидкой фазы.

(1-Х) - доля твёрдой фазы.

(1)

(2) ; S - площадь фильтрации; S=1 = h

Из (1) ; (3)

; ;

На объём статической фильтрации влияет : Т, Р, температура, гранулометрический состав твёрдой фазы и химическая обработка.

1. k=const; P=const; =const; X=const;

; ; lgA=A^/ - мгновенная фильтрация.

2. Перепад давления.

; - количество отфильтровавшейся жидкости.

Формула не учитывает сжимаемость фильтрационной корки и кальматацию порового пространства.

1. - растворы, обработанные акриловыми полимерами (ПАА, гипан и т.д.)

2. - нестабилизированный глинистый раствор

3. - утяжелённый нестабилизированный глинистый раствор.

4. - раствор, обработанный лигносульфанатами (КССБ, персен). Снижение Q связано с высокой сжимаемостью корки и кальматации порового пространства при большом перепаде давления (повыш. эластичность корки).

Чем выше сжимаемость фильтрационной корки тем меньше показатель фильтрации.

Для раствора № 3 - n=0.5

№ 2 - n=0.5-0.48

№ 1 - n=0.35-0.45

3. Температура.

Повышение температуры с одной стороны вызывает пептизацию глинистой фазы буровых растворов, с другой стороны - термокоагуляцию. Кроме того уменьшает вязкость фильтрата, снижает активность химических реагентов, за счет их деструкции (разрушения макромолекул).

Пептизация глинистых частиц как правило наблюдается до t=40-50⁰ С. При этом показатель фильтарции либо не изменяется, либо несколько снижается.

Термокоагуляция - вызывает увеличение проницаемости фильтрационной корки и содержание свободной воды. Она является причиной повышения показателя фильтрации.

Последний фактор зависит от термостойкости химических реагентов.

Термостойкость : УЩР - 170⁰; КМЦ - 130⁰; ПАА - 120⁰; Гипан - 170⁰; Метас - 250⁰ С.

Влияние температуры на показатель фильтрации зависит от компонентного состава бурового раствора и определяется термостабильностью реагента. Обработка любым электролитом (хлориды Ca, Na, Mg) вызывает снижение термостойкости как химических реагентов так и бурового раствора в целом. Исключение составляют - хромпики (Na₂Cr₂O₇)

4. Гранулометрический состав.

На показатель фильтрации влияет содержание коллоидной фазы и форма частиц. Чем больше содержание коллоидной фазы, тем меньше показатель фильтрации, но тем больше вязкость бурового раствора. Чем окатаннее дисперсные частицы, те выше коэффициент проницаемости и соответственно больше показатель фильтрации.

Для обеспечения качественного бурения с высокой скоростью проходки необходимо, чтобы содержание коллоидной фазы изменялось от 2 до 7%, в зависимости от типа бурового раствора. Например, в глинистых растворах это содержание максимально, а в полимерных - минимально. Исключения составляют : бурение в несцементированных песках. В этом случае содержание коллоидной фазы рекомендуется поддерживать : С_к=20-25%.

Забойная фильтрация.

Забойная фильтрация это фильтрация в момент разрушения горной породы не забое скважины. Она может оцениваться по формуле : , где

0.785D_д² - площадь забоя;

n - частота вращения долота;

m - количество шарошек

c - параметр, который зависит от ;

Q_ф - объём фильтрата до образования фильтрационной корки (мгновенная фильтрация)

Q_к -объём внутрипоровой корки.

Забойная фильтрация способствует разрушению горной породы как за счёт выравнивания давления под долотом, так и в следствии адсорбционного понижения твёрдости. Эффект снижения твёрдости усиливается, если в составе бурового раствора находятся ПАВ - детергент. В качестве детергентов могут использоваться - сульфанол, прогалит, ОП-10.

Влияние фильтрационных характеристик на качество бурения и крепление скважин.

1. Высокие значения фильтрационных характеристик способствуют прихвату бурового инструмента и обсадных труб.